Чем ближе май, тем ближе обещанные физические сокращения добычи нефти. Тут будет довольно технический пост, возможно содержащий ненормативную терминологию. И нас сейчас преимущественно интересует ситуация конкретно РФ. В других местах по миру структура нефтедобычи иная, и проблемы тоже могут коренным образом отличаться. И да, я, конечно, опросил довольно много разных специалистов, далеко не все из них крутили задвижки в минус 40 в дебрях ХМАО, но многие довольно сильно в теме технологических добычных процессов или же на day-by-day базисе занимаются разработкой разных месторождений, планированием и реализацией мероприятий и т.д.
1) Итак, what we are sure, у нас реально много очень разных месторождений. Разбивка по классификации есть от чисто нефтяных и газонефтяных до нефтегазовых. От уникальных по размеру запасов до мелких. От core Запсиб areas до шельфа. Практически всегда много пластов и объектов разработки с разными характеристиками (ФЕС) и с разными сетками разработки (и разными системами ППД, если есть). С разным преимущественным типом скважин (ГС или ННС) и заканчиванием. У них разные географические и поверхностные условия, разная удаленность от магистральной трубы и рынков сбыта. Наверное, если учесть все факторы, то можно отранжировать все это хозяйство сверху вниз по экономике/возникающим технологическим рискам и трудностям, и в итоге по возможным объемам сокращения и т.д. И уже на основании такого рода анализа принимать решение о сокращениях. Как видим, как минимум это подразумевает время и расчеты.
2) На каждом месторождении существует увязанная между собой троица: пласт - скважина - поверхностная инфраструктура. В случае наличия ППД с закачкой воды (а это львиная доля месторождений на самом деле) система получается практически замкнутая, с дополнительной подачей воды из водоносных горизонтов. Соответственно и все возникающие проблемы на фоне сокращения добычи можно классифицировать как проблемы внутрипластовые, проблемы вертикального лифта и проблемы поверхностной инфраструктуры. Когда в прошлые разы мы слышали о трудностях сокращений производства в РФ, основной причиной были зимние условия и нагрузка на поверхностную инфраструктуру системы ППД. Все дело в рабочей температуре - рециклинг скважинной жидкости дает приличные температуры и на поверхности, которые слегка разбавляются водой с водозабора.
3) Пласт, как объект разработки. В целом, разработчики, почему-то не видят больших проблем для пласта - имеющиеся конуса чуть приосядут, интерференция может уйти и т.д. Есть вероятность, что после перезапуска скважины можно увидеть даже меньший watercut. Некоторые апеллируют к прошлому опыту и огромному простойному фонду скважин в 90-х годах. Это не совсем релевантно в лоб. В те годы сама мехдобыча была везде иная, да и обводненности были ниже и состояние фонда скважин серьезно отличалось. Кроме того, отличалась и структура месторождений.
На более длительных временных горизонтах известны происходящие в пласте процессы гравитационной и капиллярной сегрегации фаз, но это скорее свойственно месторождениям с высокими проницаемостями и иными режимами разработки (на истощении, в режиме растворенного газа). В целом вью разработчиков можно охарактеризовать как слабоположительное, но при этом никто не исключает отдельных вариантов, когда сверхобводненный фонд после перезапуска может начать работать чистой водой. Это все вдобавок зависит от коллекторских свойств и типа природных резервуаров (с карбонатами может быть сложнее?!). Более долгосрочные вопросы, связанные с рациональным недропользованием и достижением целевых (проектных) КИНов, задвинуты на второй план, тут ничего хорошего нет и не ожидается.
4) Вертикальный лифт. В целом, отдельные месторождения, конечно, характеризуются наличием в пласте или флюиде возможных кольматантов, а также парафинистых, соляных или асфальтеновых отложений, когда остановка и даже просто уменьшение многофазного потока могут быть сопряжены с выпадением в призабойной зоне и на забой скважины всякого д..рьма. Но эта проблема достаточно известная, правда требующая дополнительных издержек ее решение. Некоторые месторождения и отдельные кусты/скважины разрабатываются с депрессией на пласт ниже давления насыщения, когда происходит разгазирование в окрестности скважины, меняется режим фильтрации и т.д.
В любом случае, можно в целом говорить о том, что проблематика ясна, но чем больше факторов - тем больше возникающие допрасходы на ТКРС-ОПЗ после запуска скважины. Определенные проблемы может создавать и старый мехфонд, например, если после остановки надо будет менять насос (а так он мог бы работать до отказа), это тоже расходы. Возможно, далеко не везде есть установленная телеметрия с удаленным регулированием подачи насоса, что может затруднить приостановку/снижение добычи. Насосы в целом тоже не любят on-off-а.
5) Система сбора и ППД, surface facilities. Полной остановки системы ППД допускать нельзя, в связи с вероятностью начала негативных процессов в трубах (выпадение осадка, кристаллизация и проч.). Объемы с водозабора перекидываются достаточно легко, компенсация по ячейкам разработки останется прежней и добычные скважины не почувствуют изменение импульса давления от инжекторов (но это не точно). Балансировка промысла в некоторых условиях может стать достаточно сложной задачей, требующей в моменте концентрации ресурсов, в первую очередь людских и материально-технических. Отдельные ремонтные работы на промысле, безусловно, проводились регулярно во все времена, а вот остановка 20% производства - это уже далеко не частый гость. Опыт такого рода дел ограничен, возможно, плохо транслируется между промыслами, тем более в установленные сжатые временные рамки. Все это повышает риски натворить дел, в случае директивных указаний сверху.
6) Последнее - это экономика вывода простаивающего фонда на режим. За счет наличия большого количества высокообводненной продукции (напомню, что в ХМАО средняя обводненность действующего фонда скважин порядка 90%), существуют объективные экономические отсечки, которые даже при росте цен и стимулирующей налоговой системе, вероятно, не получится преодолеть. В таком случае часть добычи нефти будет потеряна безвозвратно, оценку сделать довольно затруднительно.
На самом деле, ограничения на этом не заканчиваются, есть месторождения с высокими газовыми факторами, с агрессивным флюидом в составе продукции (H2S, например), автономные и удаленные м-я, от работы которых зависит работа экспортных терминалов или существуют некие fixed обязательства по поставке и т.д. Есть зоны с вечной мерзлотой, есть возможные проблемы с насосами, немного по-другому могут себя вести месторождения с рециклингом газа и т.д.
Но главным образом, мой основной concern сосредоточен в двух пунктах - сроки и разнородность месторождений/скважин порождают риски при авральной остановке производства, а наличие длинного высокообводненного хвоста может с экономической точки зрения помешать его обратному вовлечению в полноценную работу.
Начать дискуссию