Структура партнерства для сталого видобутку нафти та газу в епоху енергетичного переходу line

Понад 80% видобутку нафти й газу у світі сьогодні припадає на родовища, розробка яких була розпочата до 1997 року.

Це означає, що переважна частина світового видобутку нафти й газу сьогодні забезпечується активами, розробка яких розпочалася до ратифікації першої глобальної угоди зі скорочення викидів парникових газів – Кіотського протоколу. 

Враховуючи, що 15% викидів парникових газів у світі надходять від енергетичного сектору, а саме видобутку нафти й газу, не дивно, що галузь все ще має численні можливості для скорочення впливу на довкілля на родовищах (ІЕА, 2020 р.)

Питання стає ще значущішим та нагальнішим, оскільки:

  • Зважаючи на зменшення кількості відкриттів (Ристад, 2020 р.) та тенденцію до скорочення інвестицій в розвідку та розробку нових родовищ (МЕА, 2021 р.) такі виснажені родовища стануть основою світового видобутку нафти й газу в епоху енергетичного переходу.
  • Мірою виснаження родовищ та застарівання їх наземної інфраструктури інтенсивність викидів зростає. Спостерігається не тільки падіння видобутку з одного боку, але й необхідність у більших обсягах енергії для його підтримання з іншого. Наприклад, вимоги до утилізації води стають суворішими через збільшення обводнення свердловин (Томс, WoodMackenzie, 2017 р.)

У той час як міжнародні та національні нафтогазові компанії спрямовують фінансові та людські ресурси на проєкти з найбільшою ймовірністю максимізації повернення інвестицій – топ 20%  наявних родовищ із портфеля таких компаній, розробку нових родовищ та геологорозвідувальні роботи – Угоди із підвищення видобутку (PEC) є новітньою системою партнерства, яка дозволяє максимізувати ресурси на родовищах другого ешелону в портфелі компаній.

Як описано в наведеному нижче прикладі, PEC може бути дуже успішним механізмом із точки зору швидкого промислового впровадження нових процесів, технологій та досвіду для зменшення впливу на довкілля на виснажених нафтових і газових родовищах, перетворення таких родовищ на стабільніші активи на триваліший час, а також збільшення запасів та скорочення експлуатаційних витрат.

У 2012 році після ретельної попередньої кваліфікації та проведення процесу закупівель, “OMV Petrom” і “Expert Petroleum” підписали угоду про підвищення видобутку, строком на 15 років, метою якої було збільшення видобутку, підвищення коефіцієнту вилучення та скорочення впливу на довкілля на кластері з 13 нафтогазових родовищ на суходолі, виділених в окремий проєкт, розробка яких почалась 45 років тому.

В рамках PEC постачальник послуг виконує виробничі операції, зосереджуючи основну увагу на застосуванні ефективних та дієвих методів робіт для перетворення родовищ на безпечніші, екологічніші та продуктивніші протягом тривалішого часу. Крім того, постачальник послуг зобов’язується здійснити інвестиції на виконання мінімальної програми робіт із реконструкції родовищ із використанням новітніх технологій, які відповідають конкретним цілям, а також методів підвищення видобутку. 

Програми та бюджети затверджуються Спільним комітетом з управління (“СКУ”) власника прав на розробку та постачальника послуг. Власник прав зберігає повний контроль та право власності на видобуток і запаси.

Винагородою постачальника за надавані послуги є щомісячна плата за послуги,  яка залежить від отриманих результатів, наприклад:

  • Плата за базовий видобуток/бне (зазвичай еквівалентна початковим операційним витратам на барель під час отримання ділянки)
  • Плата за збільшений видобуток/бне (> до плати за базовий видобуток/барелів)
  • Нетарифіковані стягувані витрати (НТСВ) на інші послуги, запитувані у постачальника послуг, результатом надання яких не є підвищення видобутку (ліквідація, приведення активів у відповідність…)

Розглянемо докладніше методи та процеси, що використовуються на одному з родовищ, включених до РЕС для підтвердження переваг цієї системи. 

Після повної оцінки та аналізу компанією “Експерт Петролеум”:

  • даних видобутку минулих років,
  • відповідності наземної інфраструктури та виробничих процесів прогнозованим вимогам щодо видобутку.
  • геолого-геофізичних даних (сейсмічних, каротажних, кернових даних, звітів із буріння тощо), а також
  • наявних оцінок впливу на довкілля, в основному споживання електроенергії, викидів парникових газів (ПГ) та використання прісної води.

була побудована нова інтегрована модель родовища та проаналізовані технічні можливості скорочення впливу на довкілля.

Виходячи з вищевикладеного, ми запропонували, зокрема, інвестувати та повністю змінити наявну систему штучного видобутку, а також реструктурувати та модернізувати виробничі потужності.

Наявна система штучного видобутку являла застарілу систему газліфтних установок, що складається з великих і численних електричних компресорів, протяжних наземних трубопроводів та розпорошених технологічних об’єктів зі значним ризиком викидів летких речовин та дуже високим рівнем споживання енергії (в основному електроенергії) та прісної води.

Ми повністю зупинили та демонтували ці об’єкти, натомість встановивши сучасні системи ЕЦН у свердловинах, одна за одною, в поєднанні з сучасною централізованою системою вироблення електроенергії для використання супутнього газу, який спалюється в поршневих двигунах для отримання електроенергії (оскільки доступного газопроводу для передачі та розподілу супутнього газу з родовища поблизу нього немає).

РЕЗУЛЬТАТ:

46%

Зменшення впливу на довкілля наземного обладнання

77%

зменшення використання прісної води

81%

Скорочення щорічних викидів парникових газів в результаті діяльності

57%

Збільшення нафтогазових запасів

61%

Зниження тиску в продуктивному пласті родовища

40%

Зниження операційних витрат

  • Площа наземних об’єктів скоротилася на 46%. З усіма відповідними перевагами, пов’язаними з підвищенням безпеки оператора та енергоефективності, а також зниження ризику розливів.
  • Щорічні викиди парникових газів в результаті діяльності скоротилися на 81%. Це відповідає скороченню викидів парникових газів приблизно на 31 000 тСО2екв на рік експлуатації. 
  • Енергомісткість родовища була знижена на 61% в основному внаслідок економії електроенергії, досягнутої завдяки демонтажу електричних газових компресорів та виробленню власної електроенергії на відповідній технологічній установці.
  • Споживання прісної води скоротилося на 77%, оскільки зникла потреба у градирнях, які раніше були необхідні для охолодження компримованого газу та води, необхідної для охолодження компресорів.
  • Крім того, всі ці екологічні переваги забезпечені не коштом збільшення видобутку та окупності витрат. Навпаки, завдяки новому плану реконструкції родовища запаси нафти та газу збільшилися на 57%, а операційні витрати скоротилися на 40% (при еквівалентному рівні видобутку).

Висновок 

PEC – це інноваційний формат партнерства, який дозволив швидко впровадити нові процеси, технології, фінансові ресурси та експертні знання для зменшення впливу на довкілля на виснажених родовищах нафти та газу, підвищення стабільності родовищ протягом тривалішого часу, збільшення запасів та скорочення експлуатаційних витрат.

Посилання:
EA (2020), The Oil and Gas Industry in Energy Transitions, IEA, Paris (МЕА (2020 р.), Нафтогазова галузь в умовах енергетичного переходу, МЕА, Париж) https://www.iea.org/reports/the-oil-and-gas-industry-in-energy-transitions

Ристад (2021 р.) ECUBE

Томс Д., Рейнольдс С.,”WoodMackenzie” (2017 р.) “Викиди вуглецю та виснаження активів: процес старіння”