Использование инновационных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях России с истощенными и трудноизвлекаемыми запасами

Введение . Нефтегазовая отрасль России играет во многом определяющую роль в долгосрочном социально-экономическом развитии страны. В национальной экономике доля нефтегазовых доходов остается стабильно высокой. Доля нефтегазовых поступлений доходов топливноэнергетического комплекса (ТЭК) в федеральный бюджет РФ возросла с 28 % в 2020 г. до 38 % в 2022 г. (Иванникова, Тер-Григорьянц, 2022: 435) (рисунок 1).

о о т -D

• ■ Нефтегазовые ■ Остальные

Рисунок 1 – Динамика объема нефтегазовых доходов в бюджете российской экономики по годам, трлн р. ¹

Figure 1 – Dynamics of the Volume of Oil and Gas Revenues in the Budget of the Russian Economy by Years, Trillion Rubles

В обозримом будущем, как предполагается в Энергетической стратегии РФ до 2035 г.2, будет обеспечено сохранение и дальнейшее инновационное развитие нефтегазовой отрасли. В Доктрине энергетической безопасности РФ отмечено, что внешнеэкономические вызовы и замедление роста мирового спроса на энергоресурсы делает все более актуальной задачу повышения конкурентоспособности российского топливно-энергетического комплекса, в том числе за счет инновационной трансформации его технологической базы3.

Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 г., для нефтегазодобывающей отрасли устанавливаются основные задачи и ключевые меры развития, среди которых можно выделить следующие:

– поддержание годовой добычи нефти и газового конденсата в период до 2024 г. на уровне 555–560 млн т, а в период до 2035 г. – в диапазоне 490–555 млн т;

– увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) к 2024 г. до 38,5 %, к 2035 г. до 38,7 % (без учета трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ));

– комплексное стимулирование разработки выработанных месторождений, введение в разработку мелких и очень мелких по величине извлекаемых запасов месторождений и месторождений ТрИЗ преимущественно на основе применения инновационных отечественных технологий и оборудования.

Проводимые в России исследования в области стратегического развития нефтегазового комплекса страны осуществляются с учетом Энергетической стратегии РФ на период до 2035 г. и, как правило, выявляют необходимость расширения спектра применения продуктов нефтепереработки, цифровой трансформации и развития когнитивных технологий в отраслях нефтегазового комплекса, оптимизации пространственного размещения энергетической инфраструктуры и обеспечения положения России в качестве ведущего игрока на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона (Томова, Оздоева, 2021). Стратегические угрозы и нестабильность мировой экономики требуют реализации новых возможностей для повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающей промышленности РФ.

В лидирующих российских вертикально интегрированных нефтяных компаниях (ВИНК) вовлеченность запасов в разработку ниже, чем в крупнейших мировых публичных нефтегазовых компаниях. Вместе с тем решение данной проблемы имеет важное значение, так как в области воспроизводства минерально-сырьевой базы в России происходит истощение запасов нефти.

Наиболее значимой болевой точкой инновационного потенциала является низкая науко-емкость продукции предприятий нефтегазовой отрасли (Манукян, 2020). При этом основными направлениями развития инновационного потенциала отрасли выступают разработка и внедрение отечественных технологий и оборудования; увеличение доли предприятий, занимающихся разработкой и внедрением оборудования и технологий; увеличение финансирования НИОКР; совершенствование системы подготовки квалифицированных кадров (Манукян, 2020).

Развитие инновационного потенциала невозможно без государственной поддержки, особенно без перехода на налог на добавленный доход (НДД) для месторождений и предприятий, где внедряются капиталоемкие инновационные технологии, которые могут позволить увеличить годовую добычу на 25–50 млн т (Манукян, 2020) за счет ввода в эксплуатацию ранее нерентабельных залежей и активного применения третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Для достижения максимальной выработки запасов традиционных месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами целесообразно активизировать организацию и управление процессами внедрения МУН на нефтедобывающих предприятиях. Кроме того, в этом направлении важны создание новых и реорганизация существующих научно-исследовательских институтов и институтов подготовки высококвалифицированных кадров для максимальной независимости от поставок оборудования, химических реагентов и технологий зарубежных компаний; обеспечение программы воспроизводства запасов за счет как поиска, разведки и обустройства новых месторождений, так и интеграции возобновляемых источников энергии в общую энергетическую инфраструктуру.

Методы . В качестве методов исследования процессов повышения эффективности использования нефтяных месторождений с истощенными и трудноизвлекаемыми запасами применялись общенаучные методы системного анализа и структурного моделирования. Также проводилась аналитическая оценка нормативных документов, опубликованных результатов соответствующих исследований и экспертных оценок перспектив реализации различных методов увеличения нефтеотдачи. Информационная база для сравнительной группировки методов увеличения нефтеотдачи сформирована на основании данных изучения деятельности конкретных нефтедобывающих компаний.

Результаты . В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль России находится на начальном этапе трансформации в сложившихся условиях нестабильности мировой экономики, политических рисков, санкционного давления и ухудшения структуры и географии размещения нефтяных и газовых месторождений.

По данным Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (Клубков, Мосоян, 2020: 36), в настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов нефти и шельфа составляет более 45 % от всех извлекаемых запасов страны (рисунок 2).

Не менее существенным неблагоприятным фактором является высокая выработанность текущих запасов традиционных залежей нефти. Большая часть месторождений России (в том числе крупных) сейчас находится на завершающей стадии разработки, порядка 60 % всех запасов истощены более чем на 80 %. Обводненность таких объектов превышает 95 % (Пигарев, 2020: 62).

Рисунок 2 – Структура извлекаемых запасов нефти России ¹

Figure 2 – Structure of Russia’s Recoverable Oil Reserves

Следует подчеркнуть, что объективные выводы большинства специалистов свидетельствуют о возможности и целесообразности стратегической ориентации перспективного развития отрасли на инновационные МУН на истощенных месторождениях и месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

Основным барьером крупномасштабного применения МУН в России являются высокие затраты на их реализацию и отсроченный технологический и, как следствие, экономический эффект. В связи с этим Правительством РФ разрабатывался и вводился ряд мер по стимулированию внедрения МУН. До 2020 г. в нашей стране предоставление льгот на использование МУН осуществлялось через понижающие коэффициенты налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), вследствие чего большая часть МУН задействована на залежах, имеющих максимальную льготу по НДПИ (коллекторы с проницаемостью менее 2 мД) (Пигарев, 2020: 62). При такой системе стимулирования было невозможно раскрыть потенциал МУН на традиционных залежах нефти, требуется разработка и внедрение комплексной государственной программы стимулирования МУН, которая должна включать широкий перечень мероприятий – от налоговых стимулов, механизмов поддержки процессов создания и коммерциализации технологий до реализации проектов в части технологий (Пигарев, 2020).

• ¹    Составлено авторами на основе данных следующего источника: Клубков, Мосоян, 2020.

Из-за высоких технологических и экономических рисков российские нефтяные компании были не заинтересованы в масштабном внедрении МУН. Данные технологии применялись ограниченно, в то же время в программах инновационного развития (ПИР) ВИНК присутствуют направления развития с использованием МУН. Основные положения ПИР крупнейших ВИНК в области реализации технологий увеличения нефтеотдачи представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Основные положения ПИР крупнейших ВИНК в области реализации МУН

Table 1 – Main Provisions of the FEED of the Largest Vertically Integrated Oil companies in the Field of EOR Implementation

Компания	Год реализации	Направление инновационного развития в области применения МУН
ПАО НК «Роснефть»1	2013–2024	1.    Технологии рентабельной выработки запасов высоковязкой нефти пластов ПК Западной Сибири, включая обоснование эффективной системы размещения скважин, режимов заводнения и эксплуатации, методов увеличения нефтеотдачи. 2.    Технологии локализации и рентабельного освоения запасов верхнеюрских отложений (Ю0) низкопроницаемых коллекторов тюменской свиты
ПАО «Газпром-нефть»2	До 2025	Внедрение МУН на основе: 1)    технологии смешивающего вытеснения; 2)    технологии ПАВ-полимерного заводнения
ПАО «Лукойл»3	Постоянно	Внедрение МУН для вовлечения в промышленную разработку запасов высоковязкой нефти, запасов в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки месторождений

Значительное сокращение доходов бюджета из-за карантина COVID-19 и снижения цены на нефть подтолкнуло государство к реформированию действующей системы налогообложения добычи (Тыртов, Пигарев, 2021: 61–67). В октябре 2020 г. были утверждены законы, которые изменили параметры системы для пилотных проектов с налогом на добавленный доход (НДД), отменены льготы для выработанных месторождений и высоковязкой нефти с возможностью перехода на НДД4.

Механизм НДД основан на налогообложении ресурсной ренты, которая представляет собой чистый дисконтированный доход от разработки месторождения5. При полном переходе на НДД выпадения рентабельных запасов из налогообложения не будет совсем, а ставка налога может быть подобрана так, чтобы компенсировать отмену НДПИ6. Соответственно, при дальнейшем стимулировании оптимальных условий для крупномасштабного применения МУН на месторождениях РФ минимальное увеличение добычи нефти может составить 45 млн т в год7.

Учитывая изложенное, серьезного внимания заслуживают научно-технические, техникотехнологические и организационно-управленческие задачи обеспечения деятельности нефтегазовой отрасли в условиях значительного увеличения доли залежей с трудноизвлекаемыми и выработанными запасами. В связи с этим важнейшей стратегической целью развития отрасли нефтедобычи в перспективе 10–15 лет следует считать обеспечение устойчивого развития всего нефтегазового комплекса страны, в том числе повышение эффективности комплексных систем разработки месторождений за счет широкого использования инновационных МУН.

В соответствии с заявленной стратегической целью можно выделить важнейшие задачи обеспечения устойчивого инновационного развития нефтедобывающей отрасли России. Как показано на рисунке 3, требуется решение комплекса задач, обеспечивающих устойчивое развитие отрасли и повышение степени выработки истощенных месторождений и месторождений с ТрИЗ.

СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ЦЕЛЬ:

обеспечение устойчивого развития нефтедобывающего комплекса страны на основе использования инновационных методов увеличения нефтеотдачи

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ

• -    обеспечение увеличения доли затрат на НИР и НИОКР в интересах нефтедобывающей отрасли

• -    комплексная программа НИР в нефтегазовой сфере и секторе высоких технологий

• -    проведение опытноконструкторских

и технологических разработок реализации МУН

ТЕХНИКОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

• -    введение в разработку мелких месторождений и месторождений ТрИЗ преимущественно на основе инновационных отечественных технологий и оборудования - создание технологических полигонов для отработки технологий рентабельной добычи нефти из ТрИЗ

ОРГАНИЗАЦИОННОУПРАВЛЕНЧЕСКИЕ

• -    развитие внутреннего рынка сервисных, инжиниринговых и строительных услуг в нефтяной отрасли

• -    отработка процедур регулирования процесса освоения и учета особенностей источников углеводородного сырья, расположенных

в различных географических условиях и находящихся на разных стадиях освоения

ТРАНСТПОРТНО-ЛОГИСТИЧЕСКИЕ

• -    развитие транспортной логистики для эффективной координации вариантов перемещения материальных потоков для нефтедобывающих предприятий

• -    оптимизация на основе цифровизации складского комплекса нефтедобывающих предприятий

ЭКОНОМИКОФИНАНСОВЫЕ

• -    комплексное стимулирование разработки выработанных месторождений

• -    трансформация системы налогообложения от оборотных налогов к обложению финансового результата

• -    стимулирование использования нерентабельных месторождений введением НДД

ИНФОРМАЦИОННОКОММУНИКАЦИОННЫЕ

• -    инновационное развитие нефтегазодобывающих предприятий в формате цифровых умных бизнес-систем - формирование комплекса отечественных информационнокоммуникационных

систем управления нефтедобывающими предприятиями

Рисунок 3 – Стратегическая цель и основные задачи реализации МУН в нефтедобывающей отрасли России ¹

Figure 3 – Strategic Goal and Main Objectives of EOR Implementation in the Russian Oil Industry

В целях повышения КИН залежей с традиционными запасами нефти применяются третичные методы извлечения нефти (увеличения нефтеотдачи пласта). Третичные методы обобщенно представляют собой комплекс составов и технологий, направленных на улучшение процесса вытеснения нефти и, как следствие, повышение КИН по сравнению с закачкой воды. Это происходит за счет закачки в пласты химических реагентов (физико-химические методы), газов (газовые методы) и пара (тепловые методы). Использование данных методов позволяет существенно увеличить эффективность разработки как на традиционных залежах, так и на залежах ТрИЗ (Сулаев, 2019).

Мировой опыт свидетельствует о возможности увеличения коэффициента нефтеотдачи за счет применения МУН на традиционных залежах нефти на 20–30 %2. Даже небольшое повышение коэффициента нефтеизвлечения позволит существенно нарастить ресурсную базу без значительных капиталовложений в разведку и освоение новых проектов.

Разработка залежей ТрИЗ, а также увеличение КИН на истощенных месторождениях нефти требуют гораздо более высоких затрат на добычу нефти по сравнению с добычей на традиционных залежах нефти, находящихся на начальной стадии разработки. Однако повышенные затраты могут быть компенсированы увеличением объема добываемой нефти. Например, повышение КИН на разрабатываемых месторождениях страны на 1 п. п. эквивалентно возрастанию запасов нефти на 1,3 млрд т, а ее добычи – на 45 млн т в год3.

Исследования ряда авторов показывают, что механизм инновационного развития нефтедобывающих предприятий, особенно в части внедрения МУН, должен базироваться на модели ускоренного внедрения научных разработок с обязательным государственным стимулированием добычи нефти на месторождениях с ТрИЗ и выработанными запасами (Череповицын, Краславски, 2016).

В целях реализации научно-технологического потенциала и его целенаправленного использования в ряде ведущих нефтяных компаний открыты научные центры, объединяющие, как правило, исторические региональные научно-проектные институты и вновь создаваемые инновационные центры. Научные центры являются базовым блоком для принятия всех научных и технических решений по производственным направлениям, включая внедрение инноваций.

Обобщенно схема внедрения инноваций в крупнейших ВИНК представлена на рисунке 4. При сложившейся схеме внедрения инноваций, в том числе МУН, инициирование большинства перспективных проектов приостанавливается на научно-технических советах (НТС) нефтедобывающих компаний по причине низкой рентабельности или высоких ожидаемых потенциальных рисков при реализации.

Рисунок 4 – Схема внедрения инноваций в крупнейших ВИНК РФ ¹

Figure 4 – Scheme of Innovation Implementation in the Largest Russian Vertically Integrated Oil Companies

Возможным вариантом активизации инновационного развития нефтедобывающей компании может быть предлагаемая в настоящей статье алгоритмическая модель целевого планирования (АМЦП) и управления инновационным развитием предприятия при реализации физикохимических МУН. Данная модель предполагает реализацию комплекса взаимосвязанных исследовательских и прикладных задач, направленных на создание или изменение текущей структуры бизнес-системы предприятия через согласование входящих в нее элементов: целей, субъектов, информационных и материальных потоков, ресурсов и бизнес-процессов.

• ¹    Пояснения и расшифровку аббревиатур на рисунках 4, 5 см. в тексте.

Алгоритмическая модель целевого планирования и управления внедрением инновационных МУН должна обеспечить взаимосвязь и взаимозависимость процессов планирования, организации, управления комплексным проектом целевого инновационного развития нефтедобывающего предприятия. Все это должно рассматриваться в контексте взаимодействия между собственными подразделениями компании, государственными органами, сторонними НИИ, производителями химических реагентов и сервисными организациями. Предлагаемая АМЦП внедрения инновационных МУН представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 – Алгоритмическая модель целевого планирования и управления внедрением инновационных МУН нефтедобывающей компании

Figure 5 – Algorithmic Model of Target Planning and Management of Implementation of Innovative EOR of an Oil Producing Company

В результате последовательного выполнения требований АМЦП можно ожидать реализацию технологически обоснованного процесса планирования и управления инновационной деятельностью нефтедобывающей компании. Соответственно, элементы, процессы и виды деятельности в рамках АМЦП должны быть в необходимом объеме регламентированы внутрифирменными документами и базироваться на цифровой информационно-коммуникационной технологии.

Обсуждение . Технология реализации АМЦП предусматривает целевой программно-проектный подход, включающий требования комплексного программного обеспечения (цели, сроки, источники ресурсов и др.) и проектного управления в ключевых функциональных областях реализации инноваций нефтедобывающей компании (календарное планирование, бюджетирование, контракты с внешними исполнителями и поставщиками, коммуникации и формирование проектной базы данных). Отправной точкой комплексного проекта реализации АМЦП являются базовые документы в области стратегии развития данной компании с учетом основополагающей Стратегии энергетической безопасности РФ.

На последующих фазах реализации проекта целевого внедрения МУН на предприятии формируется группа управления проектом (ГУП) или центр компетенции, которые создаются для реализации конкретного проекта и состоят из специалистов разных направлений деятельности и даже разных подразделений (нефтегазодобывающего объединения (НГДО), в том числе экономистов, научно-исследовательских проектных институтов (НИПИ), а при необходимости и представителей сервисных компаний). При работе в постоянном контакте возникает синергетический эффект, появляется возможность быстрой корректировки решений под задачу и повышения технико-экономической эффективности в целом.

Далее ГУП с привлечением экспертов на основании геолого-физических и технологических данных по месторождениям компании проводит скрининг объектов в целях выбора наиболее приоритетных для внедрения МУН, учитывая мировой и отечественный опыт. После подбора пилотных объектов специалистами ГУП осуществляется предварительная оценка чистой приведенной стоимости (NPV – net present value) проекта. В случае положительного NPV проводится научнотехнический совет (НТС) компании с последующим инициированием целевого инновационного проекта (ЦИП). В случае отрицательного NPV ГУП выполняет расчет технико-экономического обоснования (ТЭО) для других объектов из результата скрининга до тех пор, пока не будет выбран объект с положительным NPV.

После инициации ЦИП проводится научно-исследовательская работа (НИР), при необходимости с привлечением сторонних организаций, в целях уточнения параметров предполагаемой технологии МУН, а именно определяются потенциальные поставщики реагентов и оборудования, выполняется расчет потенциальной технологической эффективности. В процессе проведения НИР специалисты ГУП в постоянном режиме осуществляют мониторинг предварительных результатов с корректировкой программы исследований в случае необходимости.

Заключительным этапом НИР является ТЭО проекта. При отрицательном NPV возникает необходимость в снижении затрат по проекту по следующим направлениям:

• а)    государственными органами в части предоставлении субсидий и льгот;

• б)    производителями химических реагентов в части снижения их стоимости;

• в)    инициирование создания собственной сервисной службы, поиск альтернативного технологического оборудования.

В случае достижения положительного NPV проекта проводится НТС компании с последующим инициированием опытно-промысловых испытаний (ОПИ) технологии. Для реализации ОПИ осуществляется выбор субподрядной организации, разрабатывается и утверждается программа ОПИ, выполняются работы на скважинах. В процессе ОПИ в постоянном режиме организуются мониторинг промежуточных результатов, сопоставление проектных и фактических показателей с рассмотрением на совместных рабочих совещаниях и, при необходимости, принятием решений, уточняющих ход ОПИ. При существенном отклонении показателей анализируются риски по проекту, разрабатываются мероприятия по управлению риском с последующим мониторингом их выполнения.

По результатам выполнения ОПИ проводится НТС компании, на котором рассматриваются полученные результаты с расчетом NPV проекта. При положительном NPV предприятие принимает решение о промышленном применении того или иного МУН. В этом случае можно считать, что достигается целевая установка инновационного развития нефтедобывающей компании в условиях работы на месторождениях с ТрИЗ.

Заключение . Задача развития и повышения конкурентоспособности российского топливно-энергетического комплекса является жизненно необходимой для национальной экономики. Особенно это актуально в связи с внешнеэкономическими факторами и объективным замедлением прироста вновь открываемых месторождений, а также существенным увеличением доли месторождений углеводородов с истощенными и трудноизвлекаемыми запасами.

В качестве стратегической цели развития нефтегазовой отрасли России и перспективного направления поддержания необходимого, предусмотренного Энергетической стратегией РФ уровня добычи нефти целесообразно рассматривать использование современных технологий, базирующихся на инновационных методах увеличения нефтеотдачи. Современные МУН, особенно физико-химические, все более широко применяются крупнейшими нефтедобывающими компаниями. Однако есть ряд аспектов планового, организационного и управленческого характера, тормозящих внедрение инноваций.

Предложенная алгоритмическая модель целевого планирования и управления ориентирована на упорядочение реализации МУН нефтегазодобывающими компаниями России в условиях использования труднодоступных и истощенных залежей. На основе модели появляется возможность корректно регламентировать внутрифирменное планирование, управление и контроль инновационной трансформации процесса нефтедобычи. Она может рассматриваться как инструмент развития проектно-процессного управления и база цифровизации инновационной деятельности нефтедобывающей компании.