Файл: Магистерская диссертация тема работы Потенциал закачки со 2 в истощенные месторождения васюганской свиты Томской.pdf

72
Рисунок 5.4 – Карты нефтенасыщенности до (слева) и после (справа) закачки CO
2
Результат численного моделирования показал, что в случае непрерывной закачки диоксида углерода в целевой пласт-коллектор расчетный конечный КИН достигает 48,9% по сравнению с 33,4% в случае закачки воды (Рисунок 5.5).
Рисунок 5.5 – Сравнение достигаемого КИН для разных методов воздействия
Профили добычи нефти по годам представлены на Рисунке 5.6.
0 2
4 6
8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046
Нак опл ен ная зак ач ка
СО
2,
м лн
. т
На ко плен на я до быч а нефт и,
тыс
. т
Накопленная добыча (Заводнение)
Накопленная добыча (Закачка СО2)
Накопленная закачка СО2

73
Рисунок 5.6 – Профили добычи нефти по годам
Расчетная динамика прироста КИН в зависимости от закаченного объема
СО
2
относительно заводнения показана на Рисунке 5.7.
Рисунок 5.7 – Прирост КИН относительно заводнения
Помимо увеличения КИН важным аспектом является эффективность захоронения СО
2
. При утилизации углекислого газа к моменту достижения наибольшего технологического эффекта (1,0-1,2 закачанных поровых объемов) в пласте естественным образом (объем закачанного СО
2
за вычетом добытого
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0
0,2 0,4 0,6 0,8 1
1,2 1,4
При ро ст
КИ
Н
Закачка СО2 (доля порового объема)
0 50 100 150 200 250 300 350
До бы ча н
еф ти,
т ы
с.
т
/го д
Годовая добыча (Заводнение)
Годовая добыча (Закачка СО2)

74 объема СО
2
) было захоронено 5,28 млн. тонн СО
2
(при стандартных условиях).
Данное количество секвестрированного углекислого газа составляет примерно
24,7% от общего прокаченного объема (Рисунок 5.8), что вполне соответствует реальным оценкам, встречаемым в литературных источниках [26, 33, 42, 43].
Рисунок 5.8 – Соотношение накопленного количества закаченного и добытого
СО
2
в сравнении с долей захороненного углекислого газа
Добыча углекислого газа отсутствует при малых объемах прокачки
(первые 1,5 года с начала закачки), так как фронт нагнетания не доходит до добывающих скважин. При этом, в данном случае реализуется гидродинамический механизм удержания CO
2
за счет наличия гистерезиса фазовых проницаемостей и частичного растворения СО
2
в нефти и пластовой воде. Закачиваемый диоксид углерода при этом образует зоны остаточной насыщенности СO
2
, представленные на Рисунке 5.9.
0 5
10 15 20 25 0
20 40 60 80 100 120
Зак ач ка и добы ча
СО
2,
м лн
. т
За хо ро не нны й
СО
2
(% от за ка че нно го
)
25%

75
Рисунок 5.9 – Карта молярной доли СО
2
в нефти на конец срока моделирования
Для снижения затрат и оптимизации использования углекислого газа в качестве МУН целесообразно использовать добытый вместе с нефтью СО
2
повторно путем обратной закачки в пласт. Для этого углекислый газ сепарируется из добытой нефти, осушается, компримируется и уже в таком виде нагнетается обратно в пласт. В таком случае доля захоронения будет стремиться к 100%. Принципиальная схема движения потоков СО
2
представлена на Рисунке
5.10.
Существует мнение, что потенциал захоронения СО
2
в нефтяных месторождениях ограничен и представляет интерес только на демонстрационной стадии внедрения технологии утилизации СО
2
, когда за счёт реализации дополнительных объёмов нефти можно компенсировать высокие инвестиционные затраты по проекту [29]. Это верно лишь тогда, когда закачка
СО
2
прекращается вместе с прекращением повышения нефтеотдачи.

76
Рисунок 5.10 – Схема движения потоков углекислого газа и нефти
Действительно, как показало численное моделирование, потенциал захоронения СО
2
невелик, так как порядка 75% СО
2
вновь поднимается на поверхность вместе с нефтью. Тем не менее, после выработки месторождения и достижения конечного КИН процесс применения МУН может смениться на захоронение, для чего уже будет создана вся необходимая инфраструктура.
Решение об использовании каждого резервуара конкретного нефтяного месторождения для целей длительного и надежного захоронения диоксида углерода должно приниматься исходя из технико-экономической и экологической оценки по итогам периода применения МУН.
Как правило, теоретическая емкость коллектора для хранения диоксида углерода кратно выше его потребностей для получения максимального технологического эффекта от МУН, поэтому после выработки основных запасов в истощенной залежи можно захоронить значительно большее количество СО
2
, чем в период его утилизации, причем с наименьшими издержками.
Эффективность утилизации углекислого газа посредством МУН можно дополнительно оценить на основе коэффициента утилизации – количества СО
2
(в тоннах), использованное для добычи одного дополнительного барреля нефти,

77 которое динамически меняется в зависимости от закаченного объема углекислого газа (Рисунок 5.11).
Рисунок 5.11 – Динамика изменения коэффициента утилизации в зависимости от закаченного объема СО
2
Как видно из Рисунка 5.10, после инжекции (с учетом обратной закачки) объема СО
2
примерно равного половине от порового объема залежи, значение коэффициента выходит на плато после достижения фронта СО
2
реагирующих добывающих скважин и составляет 0,55 тонн СО
2
/баррель. Данный показатель используется для приведения затрат на утилизацию СО
2
на баррель дополнительно добываемой нефти [35].
Таким образом, можно сделать предварительный вывод о целесообразности применения СО
2
в качестве МУН для целей углеродной секвестрации. На горизонте планирования 24 лет прогнозируемый прирост КИН относительно заводнения при принятой избирательной схеме разработки горизонтальными скважинами составит порядка 15,5 %. При этом, за 24 года на исследуемом секторе месторождения удастся секвестрировать порядка 5,28 млн. тонн СО
2
(при ст. у.). Тем не менее, для практического внедрения данной технологии необходимо детальное экономическое обоснование проекта, которое приведено в следующей главе.
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
1,2 0
0,2 0,4 0,6 0,8 1
1,2 1,4
Ко эф фи ци ен т ути ли за ци и,
т
СО
2/
ба рре ль
Закачка СО2 (доля порового объема)

78
6. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
Как известно, экономика России во многом имеет сырьевую структуру – значительная часть доходов бюджета формируется за счет экспорта углеродоемкой продукции. В то же время, основной рынок сбыта российского сырья (Европейский союз) в рамках политики по декарбонизации в ближайшее время введет механизм Трансграничного Углеродного Регулирования (ТУР) для импортируемой продукции с высоким углеродным следом [15]. Очевидно, российским экспортерам это грозит значительными потерями и снижением конкурентоспособности их продукции.
В связи с этим, для российских предприятий-эмитентов диоксида углерода, продукция которых идет на экспорт и попадет под действие грядущего трансграничного углеродного регулирования, проблема улавливания выбросов приобретает все большее значение. В первую очередь, это касается предприятий таких отраслей промышленности, как черная металлургия, нефтегазохимия и производство алюминия. По мнению ряда аналитиков [35], при наиболее вероятном сценарии, суммарные потери российской промышленности от ввода
ТУР с 2026 г. оцениваются в 0,7 млрд. долларов США в год. В перспективе в перечень облагаемых налогом отраслей возможно включение нефтепереработки по причине значительных выбросов при производстве.
Одним из способов избежать «углеродного» налогообложения является покупка квот на выбросы на рынке углеродных единиц EU ETS (European Union
Emission Trading System). Однако, по оценке ряда аналитиков [15, 35] стоимость квот в рамках EU ETS будет неизбежно расти в долгосрочной перспективе, в то время как себестоимость улавливания СО
2
, по некоторым оценкам [53], сократится как минимум в 1,5 раза к 2030 году (Рисунок 6.1).

79
Рисунок 6.1 – Прогноз цены квот в EU ETS и стоимости улавливания СО
2
[35]
Альтернативным выходом из ситуации служит технология захоронения или утилизации углерода, один из вариантов которой (CO
2
-МУН) рассматривается в данной работе. Исходя Рисунка 6.1 можно заметить, что с 2023 года улавливать СО
2
будет выгоднее, чем покупать квоты или производить платежи по ТУР. При более резком росте цены квот точка пересечения на графике сместится влево, и улавливание СО
2
с целью подземной закачки станет выгоднее уже в ближайшее время.
В связи с этим, далее будет приведено экономическое обоснование потенциала закачки СО
2 на примере месторождения Х Томской области.
6.1 Экономическая модель оператора месторождения
Предполагается, что все капитальные и операционные затраты по улавливанию и строительству транспортной инфраструктуры эмитенты берут на себя, в то время как все затраты связанные с закачкой, при утилизации СО
2
в
МУН с последующим захоронением перекладываются с эмитента на нефтедобывающее предприятие.

80
В зависимости от того, вторичным или третичным методом увеличения нефтеотдачи является закачка газа, инвестор должен будет осуществить разный объём капитальных вложений в переоборудование месторождения.
В данном случае, основными затратами нефтегазодобывающего предприятия, осуществляющего СО
2
-МУН с целью последующего захоронения, являются:
– закупка нового газоперерабатывающего оборудования, для целей осушки и компримирования СО
2
, а также удаления СО
2
из добытой нефти;
– переоборудование добывающих и нагнетательных скважин
(переоборудование внутрискважинных компоновок и устьев скважин).
В данной работе, эффективность потенциала закачки исследовалась при условии избирательной схемы разработки горизонтальными скважинами, в связи с чем капитальные затраты проекта данного исследования включают в себя:
– стоимость бурения новых горизонтальных скважин в количестве 7 штук со средней длиной горизонтального участка 1250 м;
– затраты на закупку газоперерабатывающего оборудования.
Стоимость бурения оценивалась исходя из средней стоимости 1 метра эксплуатационного бурения горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Томской области [30]. Так, стоимость 1 метра бурения, приведенная к ценам 2022 года составила 34709 руб./м, а совокупные капитальные затраты на бурение составили 1001,04 млн. руб.
Капитальные затраты на создание газоперерабатывающей инфраструктуры с учетом максимально возможной (согласно результатам расчетов ГДМ) годовой потребности месторождения в СО
2
(0,595 млн. т) были осреднены по значениям капитальных затрат похожих зарубежных проектов и составили 1541,42 млн. руб.
Оценка операционных затрат по поддержанию работоспособности нефтепромысла оценивалась исходя из данных [22, 23, 29]. Удельные операционные затраты на поддержание работоспособности нефтепромысла были приняты равными 6355,28 руб./т нефти.

81
Дополнительно учитывались операционные затраты на операции с СО
2
, в частности мониторинг возможных утечек. Удельные операционные затраты связанные с мониторингом утечек были приняты равными 390 руб./ т СО
2
, в соответствии с оценкой аналитиков [35].
Все участвующие в расчете затраты представлены в Таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Структура затрат оператора месторождения
Капитальные затраты
Создание газоперерабатывающей инфраструктуры
1541,42 млн. руб.
Бурение 7 горизонтальных скважин (в т.ч. ГС – 1250 м)
1001,04 млн. руб.
Операционные затраты
Совокупные текущие затраты нефтяного промысла
6355,28 руб./ т нефти
Затраты связанные с мониторингом утечек СО
2 390,00 руб./ т СО
2
6.2 Экономическая модель предприятия-эмитента
6.2.1 Оценка стоимости улавливания
Как уже упоминалось, улавливание – наиболее дорогостоящий процесс утилизации СО
2
, составляющий до 60-70% от общих затрат по проекту [22, 23,
28].
Как уже было сказано выше, стоимость улавливания СО
2
и вообще возможность применения тех или иных технологий улавливания в большой степени зависит от особенностей технологического процесса предприятия- эмитента. В рассматриваемых условиях данной работы, наиболее рациональным представляется доставка к месторождению диоксида углерода, улавливаемого после сжигания на тепловых электростанциях г. Омска (с общей годовой эмиссией более 9,2 млн. т СО
2
/год) или до сжигания на Омском нефтеперерабатывающем заводе – крупнейшем НПЗ в России, ориентировочно
[14] с соразмерной величиной годовой эмиссии СО
2