Продолжаем рассказывать о нетрадиционных запасах нефти, на которые постепенно растет спрос. В прошлый раз мы анализировали, что происходит со сланцевой нефтью, в чем ее особенность и какие технологии используются для ее добычи. Теперь поговорим о другом виде нетрадиционных запасов - тяжелой нефти.
Тяжелая и сверхтяжелая нефти с плотностью 0,92–1 тыс. кг/м3 и 1 тыс. кг/м3 при вязкости менее 10 тыс. мПа·с соответственно - еще один нетрадиционный источник мировой нефтедобычи будущего. Тяжелая нефть, в отличие от LTO (Light Tight Oil), не terra incognita: этот вид сырья хорошо изучен. Как и природные битумы, битуминозные нефти и нефтяные пески, которые еще более вязки, извлекаются на поверхность не в виде пасты или пластичной жидкости, а в виде сухого материала. Их плотность более 1 тыс. кг/м3 при вязкости выше 10 тыс. мПа·с.
Как отмечают в своем исследовании эксперты ИнЭИ РАН, основная технологическая задача, которую приходится решать при освоении запасов тяжелой нефти, — преодоление ее низкой подвижности. Для этого сегодня используется три основных метода: ex-situ — добыча углеводородов вместе с породой и последующее выделение нефти вне пластовых условий; in-situ — воздействие на углеводороды внутри пласта и шахтная добыча. Впрочем, последнее шахтное месторождение нефти мира, похоже, осталось в Республике Коми. Это Ярегское нефтетитановое месторождение ЛУКОЙЛа. Причем нефть там — лишь побочный продукт, а основной — титановые руды. Так что этот метод уже можно отнести к устаревшим.
Больше всего тяжелой нефти добывается сегодня карьерным методом. Майнинг залегающих вблизи поверхности насыщенных битумом песков с последующим отмыванием ценных углеводородов от породы дает фантастический для любых других методов добычи 100%-ный коэффициент извлечения. Однако и методы ex-situ сложно назвать распространенными в силу их естественных ограничений: максимальная глубина, с которой можно вести добычу таким способом, составляет всего 70 м. Чаще всего так извлекают природные битумы и нефтяные пески. Но таких месторождений в мире немного. Для них нужна сложная производственная инфраструктура. Да и природной среде создание битумных карьеров наносит непоправимый вред.
Так что в ИнЭИ РАН наиболее прогрессивным методом извлечения тяжелой нефти называют in-situ, который в большинстве своем предполагает использование технологий теплового воздействия на пласт, снижающего вязкость и увеличивающего подвижность нефти, а значит, интенсифицирующего ее приток в продуктивную скважину.
Чаще всего нефть под землей нагревают с помощью пара. В рамках технологии циклической закачки пара периоды закачки нагревающего агента в продуктивный пласт и непосредственно добычи чередуются между собой. Периоды эти могут составлять несколько месяцев, что, разумеется, относится к недостаткам метода, так как означает достаточно длительный простой добывающих скважин. Да и коэффициент извлечения при использовании этой технологии не превышает 25%.
Парогравитационный дренаж (Steam-assisted gravity drainage, SAGD) — более современная паровая технология. Две горизонтальные скважины бурятся параллельно, в пяти метрах одна над другой. Через верхнюю в пласт нагнетается пар, через нижнюю добывается разогретая смесь нефти и воды. Никаких циклов и простоев, все в реальном времени, и коэффициент извлечения — до 60%. Однако без ограничений тоже не обошлось: пласт должен быть мощным и однородным.
Исследования в этом направлении продолжаются. Например, ученые из Хьюстонского университета создали жидкость на основе наночастиц натрия, с помощью которых теоретически коэффициент извлечения можно повысить до 80%. Нестабильную при внешнем воздействии наножидкость защищают силиконовой оболочкой и закачивают в скважину, где она генерирует тепло за счет химической реакции наночастиц натрия с водой (что решает проблему с расходом топлива на нагрев пара). При этом образует гидроксид натрия, снижающий вязкость нефти при щелочном заводнении, и газообразный водород, который можно использовать для замены заводнения.
В арьергарде рынка
Мировые технически извлекаемые запасы тяжелой нефти всех видов составляют порядка 150 млрд т. Чемпион мира по добыче — Канада, которая располагает более 20 млрд т запасов этого вида сырья и производит порядка 130 млн т такой нефти в год. Потенциальный чемпион исходя из размера ресурсной базы — Венесуэла с 47 млрд т технически извлекаемых запасов на балансе. Причем это не канадские битуминозные пески, а нормальная, почти жидкая тяжелая нефть, которая не всегда требует применения специальных технологий добычи. И даже с применением SAGD себестоимость добычи тяжелой нефти в Венесуэле потенциально до 40% ниже, чем разработка нефтяных песков в канадской Альберте.
Однако Венесуэла — это не Канада, и эксперты ИнЭИ РАН напоминают, что из-за политической ситуации из проектов в Боливарианской республике вышло множество транснациональных компаний. Экономический кризис, охвативший страну в последние годы, во многом связанный с прямым запретом для американских НПЗ на закупку тяжелой нефти из Венесуэлы и остановкой встречных поставок легких углеводородов из США для производства более легкой смеси, вконец обрушил нефтедобывающую отрасль страны. Bloomberg со ссылкой на отчет венесуэльской государственной нефтяной компании PDVSA сообщил, что летом 2020 года добыча нефти в стране из-за санкций США упала до уровня 1945 года — 374 тыс. баррелей в сутки.
В России запасы тяжелой нефти и природных битумов достаточно обширны: по данным USGS, около 6–7 млрд т. В первую очередь они сосредоточены в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. Однако объем производства тяжелой нефти в России не превышает 500 тыс. т в год. Проблема не в технологиях, которые российские нефтяники уже давно освоили, а в себестоимости добычи. «Татнефть» оценивает рентабельность добычи тяжелой нефти на Ашальчинском месторождении в $46 за баррель. И это с учетом налоговых льгот и без учета уже понесенных капзатрат. В России еще слишком много более дешевых источников сырья, чтобы активно использовать тяжелую опцию. С другой стороны, $46 — это очень неплохой показатель для проектов добычи in-situ, цены безубыточности которых лежат в пределах $40–80. Цены безубыточности синтетической нефти, производимой апгрейдингом из нефтяного битума, добываемого методом ex-situ, гораздо выше: $60–120. То есть производители даже самой дешевой тяжелой нефти перестают комфортно чувствовать себя уже при падении мировых цен ниже отметки $50–60 за баррель.
Сегодня, когда цены гораздо ниже, добыча тяжелой нефти значительно сократилась. Многие проекты закрылись. О новых инвестициях в разработку таких месторождений вообще пока не может быть и речи. Так что пока этот вид сырья — отраслевой аутсайдер, это настоящая нефть, отложенная на завтра.
Что дальше?
В ИнЭИ РАН считают, что неплохие перспективы имеет производство синтетической нефти из керогена. Это природные высокомолекулярные твердые полимерные вещества, рассеянные в осадочных породах, чаще всего в глинистых сланцах. Технологии работы с керогеновой нефтью во многом похожи на методы добычи тяжелой нефти. Один из вариантов — извлечение керогеносодержащей породы на поверхность и ее последующая переработка в печах-ретортах с помощью пиролиза или сжигания измельченного сухого сланца. Также существуют и уже применяются внутрипластовые технологии добычи керогеновой нефти, предполагающие термическое воздействие на пласт и медленное выделение синтетической нефти из нагретой породы. Но ни один из этих методов, по оценкам Rystad Energy и Wood Mackenzie, пока не обещает рентабельности при ценах на нефть ниже $100 за баррель. На сегодня эта нефть одна из самых дорогих в мире, и снизить цены безубыточности проектов пока никому не удается. Между тем оценочные технически извлекаемые запасы жидких углеводородов из керогена, по данным IEA, составляют около 147 млрд т. Ресурсы этого сырья во всем мире и вовсе ошеломляющие: более 1 трлн т, которые залегают в 33 странах на всех континентах.
Оценивая перспективы развития мирового нефтяного рынка, в ИнЭИ РАН смоделировали возможный сценарий развития ситуации до 2040 года. В качестве условий эксперты выбрали ограниченный трансфер технологий и умеренное сокращение производственных затрат в технологиях разработки керогена. А за сценарную основу для расчетов взяли сравнительно инерционный сценарий будущего развития мирового нефтяного рынка, при котором рост спроса на нефть хоть и замедляется, но сохраняется, что держит цены на нефть на достаточно высоком уровне. Прогноз показал, что даже в таких условиях добыча традиционной нефти будет постепенно снижаться, а нетрадиционные запасы будут вносить все больший вклад в покрытие приростов мирового спроса — до 25%. Это базовый сценарий, который не предполагает технологических прорывов ни в процессе добычи нетрадиционной нефти, ни в развитии альтернативной энергетики. Пандемий и связанных с ней кризисов он тоже, конечно, не учитывает. Но при этом он говорит об одной важной вещи: если нефть человечеству будет нужна, то она не закончится. Ресурсы углеводородного сырья еще огромны, а развитие технологий позволяет вовлекать в разработку все новые и новые запасы, о добыче которых еще совсем недавно никто даже особо не задумывался.
Заинтересовала статья? Или вам интересны другие темы? Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Оригинал статьи и другие материалы об энергетике читайте на сайте журнала «Энергия+».
Фото: Стоян Васев, Фотодом/Shutterstock