Ред.: Сергей Александрович, какова доля бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», и какая динамика этого показателя предполагается в среднесрочной перспективе?

Сергей Серков: Согласно предварительным оценкам, доля бездействующих нефтяных скважин в фонде компании в 2010 году составит не более 16%, что на 2,5% меньше по сравнению с 2009 годом. Предполагается, что в последующие годы этот показатель продолжит плавно снижаться и к 2014 году достигнет 10% (см. «Динамика доли бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», 2009-2014 гг.»).

Ред.: Что представляет собой структура бездействующего фонда?

С.С.: Скважины в составе этого фонда можно условно разделить на две категории. Первая – старые скважины, остановленные более 5 лет назад, на которые приходится 40% бездействующего фонда компании. Практически все скважины этой категории пытались восстановить, но безуспешно. Поэтому данные скважины – первоочередные кандидаты на консервацию и ликвидацию.

Вторая категория – скважины, которые находятся в бездействии меньше 5 лет, на них приходится 60% бездействующего фонда. Они видятся более перспективными с точки зрения эффективного вывода из бездействия (см. «Возрастной состав бездействующего фонда в 2009 году»).

Высокообводненные и малопродуктивные скважины составляют 53% бездействующего фонда, осложненные (аварийные) скважины – 30%, прочие, требующие обустройства и других работ, 17% (см. «Причины бездействия нефтяных скважин в 2009 году»).

Ред.: Иными словами, бездействующий фонд компании неоднороден. В тоже время Закон о недрах его не дифференцирует и отводит на него 10% скважин. Нужны ли, на Ваш взгляд, изменения в этой части законодательства?

С.С.: Действительно, согласно п. 104 «Правил охраны недр», утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 6 июня 2003 года, бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% от эксплуатационного фонда. «Роснефти» уже два года действует специальные программы.

Я думаю, дифференциация процента бездействующего фонда сегодня необходима многим нефтяным компаниям. Этот вопрос, кстати, поднимался в 2008 году на уровне Минэнерго РФ: была собрана рабочая группа, в которую вошли представители практически всех ведущих нефтяных компаний. Но конкретных решений по этому поводу принято не было. Дело в том, что имеются месторождения, где добывающий или нагнетательный фонд состоит лишь из нескольких скважин. И если на таком месторождении 1-2 скважины перейдут в бездействие, то процент бездействующего фонда составит 50%.

Ред.: Получается, дело только в интерпретации статистики? Но ведь для дифференциации скважин можно разработать специальную классификацию, методику… С.С.: Да, это возможно. Допустим, можно было бы дифференцировать фонд в зависимости от количества эксплуатационных скважин на месторождении. Например, до 10 скважин – 50%, до 100 – 20%, более 100 – 10%. При этом, конечно, надо будет учитывать показатели, предусмотренные проектными документами, и не допускать противоречия.

Ред.: Какие меры принимаются в компании для сокращения числа бездействующих скважин?

С.С.: Во-первых, превентивные меры, направленные на то, чтобы по возможности не допускать уход скважин в бездействие. Для этого на действующих скважинах внедряются пакерные установки, предохраняющие эксплуатационные колонны и изолирующие водонасыщенные интервалы, и другие технологии, направленные на предотвращение возможных осложнений при эксплуатации скважин. Во-вторых, непосредственно вывод скважин из бездействия. Для этого в

Ред.: На основе каких данных принимается решение о выводе той или иной скважины из бездействия в работу?

С.С.: В первую очередь оцениваются остаточные запасы и потенциальный дебит. Также принимается во внимание наличие и удаленность объектов инфраструктуры: трубопроводных мощностей для перекачки дополнительных объемов нефти и жидкости, насосных станций, установок подготовки и сброса воды. Рассчитывается расход электроэнергии, необходимый для запуска бездействующих скважин.

Соответственно, перспективные для ввода в работу скважины из бездействующего фонда попадают в программу сокращения бездействующего фонда. Эта программа готовится параллельно с бизнес-планом, в нее включаются скважины, работа с которыми планируется в будущем году, и укрупненные показатели на следующие 4 года.

Ред.: Исходя из какого периода рассчитывается эффективность той или иной технологии по выводу скважин из бездействия, и какие технологии оказались на сегодняшний день наиболее эффективными?

С.С.: Для расчета экономической эффективности вывода скважин из бездействия, как впрочем и других мероприятий с фондом, обычно берется пятилетний период.

Наибольшую эффективность показывает зарезка боковых стволов, она приводит к самому высокому дебиту после запуска скважин. Но высокая стоимость этой технологии (операция на одной скважине обходится в 30-40 млн руб.) не позволяет внедрять ее повсеместно. Мы бы могли значительно повысить роль зарезки боковых стволов в сокращении бездействующего фонда, если бы подрядчики или сервисные компании нашли способ снизить цену этой операции. Например, посредством уменьшения продолжительности работ за счет повышения производительности труда, применения новых технологий, оборудования.

Также неплохие результаты при выводе из бездействия дают ГРП и перевод скважин на другие горизонты. В то же время наименее эффективны с точки зрения приростов нефти и окупаемости затрат изоляционные работы (без проведения других ГТМ), как по изоляции водонасыщенных интервалов пластов, так и ликвидации заколонных перетоков воды.

Ред.: С чем связана низкая эффективность изоляционных работ?

С.С.: Считаю, что для этих работ, в частности, для проведения изоляции водонасыщенных пластов, нужны большие объемы изолирующих материалов, которые проникали бы в пласт минимум на 50 метров, а желательно глубже. Такие расходы материалов увеличивают стоимость работ, что невыгодно подрядчику.

Ред.: Вернемся к категориям скважин бездействующего фонда. Помимо перспективных с точки зрения дальнейшей эксплуатации, есть скважины, которые не целесообразно выводить из бездействия на данном этапе. Что происходит с ними?

С.С.: Они попадают в программу ликвидации и консервации скважин. Как и программа вывода скважин из бездействия, она тоже разрабатывается индивидуально, исходя из показателей каждой скважины, на каждый год и, более обобщенно, на каждые четыре года.

Ликвидация и консервация предполагают применение различных технологий. Если в первом случае производится отсечение перфорированного участка ствола скважины посредством цементажа, то во втором – в интервал перфорации закачивается специальная жидкость, обеспечивающая сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Ред.: Каковы масштабы ликвидации и консервации скважин в компании?

С.С.: До разработки программы ликвидации и консервации скважин в 2008 году в компании было ликвидировано и законсервировано около 400 скважин. В 2009 году, с началом реализации программы, работы были произведены на более чем в 800 скважинах, в 2010 году по предварительным данным работой будет охвачено свыше 1700 скважин, а в 2011 году намечается дальнейшее увеличение объемов работ. Всего в течение пяти лет (2010-2014 гг.) планируется ликвидировать 4 тыс. скважин и законсервировать 4,6 тыс. скважин.

Ред.: Во сколько обходится ликвидация и консервация бездействующих скважин?

С.С.: Стоимость ликвидации и консервации зависит от сложности работ, глубины скважин, стоимости услуг подрядчиков и других факторов и составляет в среднем 500-1500 тыс. руб. Ликвидация при одинаковых условиях скважин обычно на 10-20% дороже