Стоит ли останавливать скважины, когда нефть дешевеет

Когда нефть дешевеет, отрасли сразу хочется искать спасение в котировках. Но спасаться надо не котировками. Цена — это то, на что я повлиять не могу. А себестоимость добычи — то, чем я занимаюсь каждый день. И решается все не на бирже, а на скважине.

Единой технической себестоимости добычи нет — она бывает разной. Если разложить, себестоимость делится на сегменты, и главный для нас — затраты на подъем жидкости. Дальше транспортировка и подготовка нефти. Но именно подъем — та часть, где инженерное решение сразу превращается в деньги.

Какие скважины держать в работе

Классически при падении цены останавливают самый малодебитный фонд. Работающих скважин становится меньше, а объем добычи особо не снижается — основную нефть дают высокодебитные скважины. Снижаются затраты на электроэнергию, обслуживание, работу бригад капремонта.

Но у этого решения есть отложенная цена. Когда нефть снова подорожает, реанимация остановленного фонда обойдется дорого. Остановленная скважина — это не пауза: начинают выходить из строя трубопроводы, страдает вся инфраструктура. Так что «просто остановить» почти никогда не бывает таким дешевым, каким кажется.

Правильнее ранжировать скважины по границам окупаемости. Нефтяники уже больше пяти лет оперируют понятием эффективности добычи — оно показывает, из чего складывается себестоимость. Фонд делится по себестоимости на группы, и решение принимается не «дорого или дешево вообще», а по конкретной скважине. Простой пример: безводную скважину продолжают эксплуатировать, даже если она дает две тонны нефти в сутки, — потому что эти тонны дешевые.

Из чего складывается себестоимость подъема

Из чего складывается себестоимость подъема жидкости? Во-первых, электроэнергия. Во-вторых, бригады ТКРС, которые проводят спуско-подъемные операции. В-третьих, геофизика. В-четвертых, химизация — там, где она нужна. В-пятых, само погружное оборудование: аренда либо содержание и ремонт собственного парка.

Межремонтный период тоже можно увеличивать, и затраты снизятся. Но, на мой взгляд, это не очень показательное направление: у российских компаний межремонтный период сейчас и так высокий. Резерв есть, но небольшой.

Где реально снижается себестоимость

Первое направление — уход от дорогостоящих составляющих в эксплуатации электропогружного оборудования. «Лукойл» показал большую экономию электроэнергии за счет переработки попутного газа. «Сургутнефтегаз» тоже интенсивно его использует — перерабатывает на газопоршневых электростанциях. Попутный газ из проблемы превращается в ресурс, который снижает счет за электричество.

Второе — двигатели и насосы с большим КПД. «Лукойл» практически ушел от асинхронных двигателей в сторону вентильных: они дают большую наработку и выше по энергоэффективности. Экономия тут не за счет того, что качаешь меньше, а за счет более грамотного железа.

Третье — бережливое производство. И вот это направление меня по-настоящему задевает, потому что деньги теряют на пустом месте. Зачастую бригады КРС ломают оборудование еще до спуска в скважину: роняют на мостки, повреждают кабель. Установка еще не начала работать — а уже обречена на преждевременный отказ. Никакой КПД не спасет, если дорогую установку угробили на устье.

Большой процент воды и газа в пластовом флюиде

Вода и газ — это попутные явления при добыче нефти, а не аварии и не форс-мажор. С ними можно и нужно работать: подобрать установку в зависимости от параметров скважины и пластового флюида, правильно вывести ее на установившийся режим, отстроить защиты так, чтобы УЭЦН работал долго и без остановок. Проблема не в самой пластовой жидкости, а в том, что вместе с ней приходят осложнения — солеотложения, парафины, асфальтосмолопарафиновые отложения, механические примеси. Вот с этим и надо бороться инженерно.

Здесь скажу про то, что делаем сами. Мы работаем над насосом, который будет работать при низких пластовых давлениях, чтобы не переводить скважину в периодический режим. А периодика на низком притоке — это почти всегда просадка в добыче и лишний износ оборудования на пусках.

Второе — совместно с РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина мы внедряем механический сепаратор мехпримесей. Считаю, эта разработка заметно облегчит добычу в осложненных условиях.

И немного за горизонт

Отдельная большая тема — уход от погружного кабеля, полный или частичный. Частичная возможна при снижении сечения провода либо при снижении количества токопроводящих жил (ТПЖ). Такой эксперимент я видел на фонде Васюганской группы месторождений в начале нулевых: УЭЦН работал с ПЭД, питание которого осуществлялось по кабелю с одной ТПЖ. Сейчас разрабатывают изотопные источники питания — их называют «атомными батарейками». Запитать от такой батарейки двигатель — и потребность в кабеле вообще отпадает. А кабель — это и деньги, и одна из главных точек уязвимости при спуске.

Но вопросов пока масса: сколько такая батарейка будет стоить, как поведет себя в работе, как будет утилизироваться. Проект такого масштаба в одиночку не потянуть — тут нужны либо очень крупные компании, либо серьезные вложения. Но задача поставлена, а значит, рано или поздно ее будут решать.

А если вернуться с горизонта на устье, вывод простой. Дешевая нефть не оставляет отрасли красивых решений — она просто заставляет честнее считать. Выигрывает не тот, кто больше качает, а тот, кто разложил свою себестоимость и знает, где у него утекают деньги. Мое дело — скважина. И на скважине при низкой цене выигрывает не объем, а себестоимость.