ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................................................. 3

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО

ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ................................................................................................................................ 4

1.1. Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры.................................................................. 4

1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация..................................... 5

1.3. Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры 10

1.4. Современные технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на месторождениях ХМАО-Югры........................................................................................................... 12

1.4.1. Основные подходы к применению гидроразрыва пласта............................................... 13

1.4.2. Бурение горизонтальных скважин..................................................................................... 15

1.4.3. Зарезка боковых стволов................................................................................................... 20

1.4.4. Основные решения по обработке призабойной зоны пласта........................................ 22

1.4.5. Нестационарное заводнение.............................................................................................. 23

1.5. Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов........................................................................................................ 25

1.6. Основные технологические решения по вовлечению в разработку мелких залежей нефти 28

1.7. Перспективные технологии вовлечения в разработку баженовско-абалакского комплекса 30

1.8. Принципиальные решения по разработке залежей высоковязкой нефти 33

2. ИННОВАЦИОННЫЕ технологии ДЛЯ вовлечения в разработку
трудноизвлекаемых запасов.......................................................................................................... 35

2.1. Общие сведения об инновационных технологиях........................................................ 35

2.2. Газовые и водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт 38

2.3. Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт.......................................... 41

2.4. Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт........................................ 45

2.5. Термогазовое воздействие на продуктивный пласт.................................................. 48

2.6. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт............................................. 50

2.7. Комплексные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи..................... 53

2.8. Технология резонансно-волнового воздействия.......................................................... 57

2.9. «Интеллектуальные» скважины.................................................................................... 59

Список используемой литературы.............................................................................................. 63

ВВЕДЕНИЕ

В учебном пособии к теоретическим и практическим занятиям по дисциплине «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» представлены актуальные вопросы, касающиеся проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и основных решений, направленных на преодоление факторов, затрудняющих их выработку. Представлен теоретический материал по наиболее известным инновационным технологиям разработки месторождений нефти и возможностях их применения в различных геолого-физических условиях.

При изучении дисциплины необходимы знания по следующим дисциплинам: математика, геология нефти и газа, физика нефтяного и газового пласта, подземная гидромеханика, а также основам проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по

специальностям: 130503 – «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых

месторождений» и по направлению 131000 – «Нефтегазовое дело» для всех профилей, всех форм обучения.

Курс «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» предназначен для ознакомления магистров с современным состоянием и тенденциями в нефтедобыче, обуславливающими их причинами, а также возможностями улучшения выработки запасов посредством внедрения технологий воздействия на нефтесодержащие пласты.

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ

Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра является основной базой нефтедобычи Российской Федерации. Максимальные объемы добычи нефти были достигнуты в 1985 году, когда было добыто 361 млн. т, после чего начался период неуклонного снижения. К 1996 году объемы годовой добычи упали до 165 млн. т., обводненность продукции скважин составила 84% при отборе менее 40% извлекаемых запасов. С 1998 года с учетом растущих цен на углеводородные продукты нефтяные компании стали наращивать добычу нефти. В 2007 г. был достигнут максимальный постперестроечный уровень добычи нефти для ХМАО-Югры - 278,4 млн. т. Однако с 2008 года уровни добычи снова начали снижаться. В 2013 году было добыто 255 млн. т нефти, что составило 49% российской и 7% мировой добычи.

Основным фактором снижения добычи нефти послужило ухудшение структуры запасов: в то время как разбуренные НИЗ выработаны более чем на 70%, запасы неразбуренные, содержащиеся в новых месторождениях, характеризуются менее благоприятными геолого-физическими условиями – нашедшими выражение в значительно более низких коэффициентах нефтеотдачи.

Согласно структуре запасов нефти ХМАО-Югры накопленная добыча нефти 10,2 млрд т, что составляет немногим более половины запасов. Текущие запасы промышленных категорий распределенного фонда недр составляют 8 млрд т, в составе которых 2,5 млрд т нефти в пластах с проницаемостью более 50 мД с обводненностью более 90%. Наибольшие запасы 2,6 млрд т содержат продуктивные пласты с проницаемостью от 10 до 50 мД и обводненностью 64%. Выработанность начальных извлекаемых запасов нефти этих пластов составляет 37% и делает их первоочередным объектом. В пластах с проницаемостью от 2 до 10 мД содержится 1,6 млрд т нефти с обводненностью продукции 44% и выработанностью начальных извлекаемых запасов 23%. В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 2 мД содержится 1,3 млрд т нефти, что при применении современных технологий также являются объектами разработки.

На территории ХМАО-Югры в качестве традиционного применяется способ разработки, основанный на вытеснении нефти нагнетаемой в пласт водой. На длительно разрабатываемых месторождениях применение заводнения послужило причиной высокой доли воды в добываемой продукции. Тенденции к снижению добычи нефти, выбытию эксплуатационного фонда, а также текущие отборы воды, кратно превышающие текущие отборы нефти, свидетельствуют о том, что возможности заводнения по обеспечению роста нефтеотдачи на этих месторождениях в основном исчерпаны. Дальнейшая их разработка при нагнетании воды будет сопровождаться ростом доли воды в добываемой продукции и, как следствие, увеличением эксплуатационных затрат.

Для поддержания уровней добычи нефти и повышения нефтеотдачи на большинстве
нефтяных месторождениях проводятся геолого-технические мероприятия. В 2014 г. в ХМАО-Югре выполнено 26462 ГТМ, за счет которых добыто дополнительно 26 млн. т нефти (10,4 % общей добычи). По сравнению с 2013 г. число мероприятий увеличилось на 21,9 %, дополнительная добыча за счет ГТМ – на 8,6 %. Наиболее часто реализуемыми технологиями являются бурение горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов, различные модификации гидроразрыва пласта (ГРП), гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако несмотря на рост объемов применения и дополнительной добычи нефти от ГТМ, их удельная эффективность снижается.

Перспективы нефтяной отрасли ХМАО-Югры связаны с доразработкой

месторождений, находящихся на завершающих стадиях эксплуатации, но обладающтх
значительными добычными возможностями, а также с реализацией потенциала новых
месторождений, характеризующихся более сложным строением и ухудшенными

фильтрационно-емкостными свойствами, эффективную выработку которых не обеспечивают традиционные технологические решения.

Для реализации добычного потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Югры необходимо применение принципиально новых технологических решений, комплексное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи.

Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири

Модификация технологии ГРП	Краткая характеристика	Назначение
Системный	Обработка нагнетательной и добывающих скважин участка	Поддержание потенциала пластов с низкой проницаемостью
Селективный	Установка пакера между интервала перфорации	Разделение разрывов продуктивных пачек
Большеобъемный	Масса проппанта значительно выше средней по совокупности обработок	Увеличение охвата пласта воздействием
Безпакерный	Без установки пакера	Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны
Многозонный (на горизонтальной скважине)	Множественный ГРП на горизонтальном участке ствола	Интенсификация притока и увеличение охвата пласта воздействием
Комбинация проппанта различного фракционного состава	Последовательная подача пачек проппанта, различающихся размером зерен	Оптимизация упаковки трещины в сложнопостроенном разрезе
Использование проппантов с полимерным покрытием	Подача на последней стадии зерен, покрытых смоло-полимерной оболочкой	Снижение выноса проппанта из трещины
Принудительное закрытие трещины	Отбор жидкости из трещины сразу после прекращения закачки	Принудительное удаление нераспавшегося геля из трещины, фиксация более равномерной упаковки трещины
Концевое экранирование трещины (TSO)	Пониженный объем подушки, увеличенный темп роста концентрации проппанта	Создание широкой трещины. Ограничение длины трещины.
Создание экранируемой оторочки на кромке трещины гидроразрыва	Буферная жидкость с цементным раствором	Закупорка системы микротрещин на кромке магистральной трещины

Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.

Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.

Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:

Продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;

Низкопроницаемых и неоднородных пластов;

Залежей с обширными водонефтяными зонами;

Пластов с развитой системой вертикальных трещин.

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,

при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.

Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.

Зарезка боковых стволов

Бурение боковых стволов применяется как метод повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в основном, за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, а также с целью реанимации аварийных, не эксплуатируемых по геологическим причинам скважин с критическими значениями обводнённости и дебита нефти. Бурение боковых стволов может эффективно применяться на различных стадиях разработки залежей.

Бурение боковых стволов позволяет решить ряд важных задач:

Увеличить охват воздействием за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных дренированием запасов - преимущественно в прикровельной части пласта, а также в низкопроницаемых пропластках;

Вовлечь в разработку зоны залежей, недоступные для других видов воздействия на пласт;

Существенно увеличить дебит нефти, особенно в низкопроницаемыхколлекторах, за счет увеличения поверхности взаимодействия скважины с пластом;

Высокообводненным, низкодебитным, аварийным и не эксплуатируемым по геологическим причинам скважинам. Благоприятными условиями для успешности зарезки бокового ствола является достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).

К объектам, где данная технология может оказаться экономически не достаточно эффективной, относятся:

Высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;

Тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;

Трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;

Продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;

Слабоизученные объекты разработки.

Массовое бурение боковых стволов на месторождениях Западной Сибири началась с 1998г. Успешность эксплуатации боковых стволов по оценкам ОАО «Сургутнефтегаз» в целом за весь период от бурения до окончания разработки залежи в среднем составляет 80%, по наклонно-направленным и пологим - 73%, по горизонтальным - 84% и по многоствольным горизонтальным - 100%.

Теоретически влияние боковых стволов на нефтеотдачу аналогично влиянию уплотняющего бурения, но с большей эффективностью. Бурение наклонно-направленного бокового ствола из уже пробуренной скважины равносильно одной дополнительной скважине. Скважину с пробуренным горизонтальным боковым стволом при проектировании разработки рассматривают как эквивалент трех скважин. Многоствольные скважины эквивалентны локальному уплотнению сетки скважин обычного профиля, кратному числу стволов.

Значительная часть объема бурения боковых стволов приходится на Самотлорское, Лянторское, Приобское и Ватинское месторождения (всего около трети всех проведенных операций). В масштабе округа областью применения боковых стволов служат длительно разрабатываемые объекты, отнесенные, главным образом, к неокомским отложениям.

За счет бурения боковых стволов с начала 2000-х гг в целом по округу обеспечено 55 млн. т нефти. Годовые объемы бурения имеют тенденцию к росту - за последние 10 лет они выросли почти в 2.5 раза. Между тем, удельная эффективность новых операций в указанный период снизилась вдвое - с 5.1 до 2.61 тыс. т. В среднем накопленная добыча нефти на 1 боковой ствол оценивается в 16 тыс. т, длительность эксплуатации - 3.5 года.

Нестационарное заводнение

Технология предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора.

Продолжительности циклов должны быть неодинаковы, возрастая с некоторого минимального значения до максимальной экономически допустимой величины. Для полного капиллярного удержания воды в пористой среде при максимально возможной скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны возрастать по квадратичной параболе.

Технология проходила испытания на месторождениях различных нефтедобывающих районов - Урало-Поволжья, Западной Сибири, Украины, Белоруссии и т.д. Первый этап промышленного внедрения метода охватывает период с 1965 г. по 1978 г. Особенностью этого этапа является перевод на циклическое заводнение отдельных участков и блоков месторождений, циклическое заводнение осуществлялось на базе существующей системы ППД при линейном заводнении.

Процесс нестационарного нагнетания воды с целью обеспечения колебаний в пласте в основном осуществлялся делением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы и созданием по ним разнофазных условий нагнетания. Колебания расхода по группам скважин создавались двумя способами:

1) при безостановочной работе всех нагнетательных скважин по смежным группам попеременно создавались разные фазы расхода воды изменением давления на устье скважин; такой способ применялся на Абдрахмановской, Азнакаевской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашкинского месторождения; на Самотлорском, Вагинском и Меги-онском месторождениях Западной Сибири;

2) при попеременном отключении смежных групп скважин - при полной остановке одних групп по другим группам обеспечивалось увеличение приемистости; такой способ был рекомендован на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения, на участках месторождений Шаимского и Сургутского районов Западной Сибири, Украины, Самарской области. Длительность фаз противоположного знака несколько отличалась от расчетной и была равна в среднем 15 сут (полуциклы по 15 сут). Такие симметричные циклы применялись на месторождениях Урало-Поволжья, Украины, на месторождениях Правдинском и Усть-Балыкском (Солкинская площадь) Западной Сибири. На большинстве месторождений Западной Сибири длительность фазы уменьшения нагнетания была обычно меньше противоположной фазы.

Такая организация процесса удобна для рядных систем разработки; кроме того, при этом создаются условия для частичной смены направлений фильтрационных потоков.

Вместе с тем практически полностью отсутствовал резерв увеличения мощности системы ППД, в результате чего средние уровни нагнетания при циклике составляли 60...80 % доциклического уровня, что явилось отклонением от программы ОПР.

Был получен прирост добычи нефти, снижена обводненность продукции, в промысловых условиях подтвердились теоретические предпосылки применения циклического заводнения, были уточнены критерии применимости этого метода. Были выделены области параметров пластов и режимов работы скважин, при которых с высокой степенью надежности можно рассчитывать на максимальную эффективность циклического заводнения:

Для соотношения средних уровней компенсации: от 60 до 100%;

Для времени начала нестационарного воздействия: до 10 лет;

Для послойной неоднородности: более 0,5;

Для начальной нефтенасыщенности: от 55 до 75;

для средней проницаемости пласта: от 50 до 600 мД.

Применение нестационарного заводнения целесообразно на невыдержанных по площади, зонально неоднородных пластах большой площади, при сформированной системе заводнения на стадии снижающейся добычи. Данному критерию на территории ХМАО удовлетворяют пласты горизонтов АС-АВ и в меньшей степени - БС-БВ (последние выработаны в большей степени). Массовое применение гидродинамических методов отмечено в т.ч. на Федоровском, Приобском и Северо-Лабатъюганском месторождениях (25-30% мероприятий).

Всего с начала 2000-х гг вклад нестационарного заводнения в добычу нефти по округу составил 48 млн. т. При этом удельная эффективность мероприятий низкая: в последние 7 лет она составляла 300-500 т на скважинно-операцию. Падение эффективности нестационарного заводнения связано с выходом объектов, на которых оно применяется, на завершающую стадию разработки, сопровождающуюся расформированием системы заводнения.

Высоковязкой нефти

При разработке залежей высоковязких нефтей первой проблемой является быстрое, часто «прорывное» обводнение скважин на фоне низких темпов отбора и низкой выработки запасов объекта. В отсутствие интенсификации, по причине высокой вязкости нефти, а также низким величинам пластового давления (ограничивающим депрессию), входные дебиты скважин оцениваются в 0.5-1 т/сут на каждые 10 мД проницаемости. Т.е. при относительно высокой проницаемости в 100 мД дебит не превысит 10 т/сут. Наличие контактных зон ограничивает область применения гидроразрыва на пластах высоковязкой нефти, на территории ХМАО отнесенных к сеноманскому НГК. В этих условиях перспективно применение таких технологий, как нагнетание горячей воды, нагнетание водяного пара, нагнетание загущенной полимером воды, сочетание нагнетания загущенной воды и бурения скважин с пологим или горизонтальным положением ствола в пласте, а также термогазохимическое воздействие (нагнетание О 2)

При нагнетании горячей воды или пара за счет повышения температуры пластовой системы снижается вязкость нефти, уменьшается обводненность, продуктивность скважин по нефти растет. Однако данная технология имеет свои недостатки – тепловые методы воздействия эффективны только при достаточно плотной сетке скважин (до 4 га/скв. – расстояние между скважинами 200 м), кроме того, они характеризуются высокой стоимостью вследствие необходимости подогрева воды.

Другой эффективный метод воздействия – нагнетание растворов полимера. Эффект заключается в снижении темпов обводнения добывающих скважин, что достигается за счет увеличения вязкости вытесняющего агента (снижении его подвижности относительно нефти) и выравнивания фронта вытеснения – частичной изоляции высокопроницаемых промытых каналов. Обязательное условие для применения данной технологии – хорошие фильтрационно-емкостные свойства пласта для обеспечения достаточной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Ограничением для данной технологии является температура пласта – полимеры сохраняют свои свойства при температуре не выше 90°С.

Поскольку высоковязкая нефть является тяжелой, можно выделить еще один вопрос – низкие товарные качества нефти. Следствием являются меньшая цена, большие затраты на переработку и, в итоге, низкая экономическая привлекательность разработки таких запасов. В качестве современных технологий можно предложить газовые и термогазовые методы воздействия, эффект от применения которых заключается в окислении нефти, снижении ее плотности и уменьшении доли тяжелых фракций. Кроме того, данный вид воздействия увеличивает продуктивность скважин за счет снижения вязкости нефти. Применение данной технологии требует специфического оборудования – насосно-компрессорные станции различной мощности, построение сети газопроводов, оборудование по подготовке агента воздействия.

Нефтеотдачи

Технологии физико-химического воздействия основаны на нагнетании

высокомолекулярных составов и направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет обеспечения равномерного вытеснения нефти из неоднородного продуктивного пласта. Эффект достигается за счет перераспределения потоков в пластах вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния.

При нагнетании химических реагентов потокоотклоняющего свойства, в соответствии с законами подземной гидродинамики, происходит их продвижение в наиболее проницаемые прослои перфорированного интервала. В условиях разработки пласта за счет искусственного заводнения (нагнетания воды) эти прослои одновременно являются и в наибольшей степени промытыми водой. Взаимодействие нагнетаемого реагента с водой приводит к изменению гидродинамических характеристик последней и приводит к снижению ее подвижности. Соответственно, суммарный приток воды в скважину (обеспечиваемый главным образом за счет промытых прослоев) снижается без ущерба для притока нефти.

В числе технологий, основанных на физико-химическом воздействии, можно выделить нагнетание полимеров, биополимеров (БП), сшитых полимерных систем (СПС), полимердисперсных суспензий (ПДС), а также комплексное применение щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров.

Наиболее широкое применение получил полимер ПАА (полиакриламид).

Полиакриламиды, используемые в полимерном заводнении, подвергаются частичному гидролизу, в результате чего анионные (отрицательно заряженные) карбоксильные группы (-COO-) оказываются разбросанными вдоль основной цепи макромолекулы. По этой причине полимеры называются частично гидролизованными полиакриламидами. Обычно степень гидролиза составляет 30-35% акриламидных мономеров; поэтому молекула частично гидролизованного полиакриламида отрицательно заряжена, что объясняет многие ее физические свойства.

Эта степень гидролиза была выбрана с таким расчетом, чтобы оптимизировать определенные свойства, как например, растворимость в воде, вязкость и удерживающую способность. Если степень гидролиза слишком мала, полимер не будет растворяться в воде. Если велика, его свойства будут слишком чувствительны к действию минерализации и жесткости.

В России потокоотклоняющие технологии применяются достаточно широко. В 2000-е годы среднегодовой охват действующего фонда ГТМ с их использованием составил 5.5%, что при численности действующих скважин порядка 90 тыс. ед. равносильно нескольким тысячам скважинно-операций в год. В то же время существует ряд проблем, препятствующих более масштабному использованию данной технологии.

Одним из факторов, ограничивающих применение полимерных технологий на месторождениях России, является высокая стоимость рабочего агента - ПАА. В настоящее время в стране используется импортный ПАА, стоимость которого составляет около 3 тыс. долл./т. Масштабы применения полимерных технологий в будущем будут определяться как возможностью снижения стоимости рабочего агента (в результате использования отечественного ПАА или альтернативного агента), так и динамикой мировых цен на нефть и налоговой политикой государства.

Кроме того, на некоторых месторождениях Западной Сибири применение полимерного заводнения имело низкую эффективность в связи с разбалансированностью системы разработки участка и низкой текущей компенсации отборов (менее 30 %). Во многих случаях было проведено недостаточное количество лабораторных испытаний, что сказалось на большом отклонении фактических данных от проектных. Кроме того, существует проблема некачественного контроля над продвижением химических реагентов в пласте.

Наконец, реагенты, используемые для физико-химического воздействия подвержены механической (под действием высоких скоростей потока) и термической деструкции. В последнем случае разрушение «гелевого» экрана происходит по мере роста температуры или в силу ее высокого начального значения. Следствием является подключение пропластка снова в разработку и отключение низкопроницаемых пропластков. Кроме того, процесс разрушения геля ускоряется за счет окислительных процессов под действием растворенного кислорода воздуха, привнесенного в систему через эжектор при дозировании ПАА в поток нагнетаемой в пласт воды.

Кроме пластовой температуры, на деструкцию полимеров также рН или жесткость воды. При нейтральном рН деструкция очень часто бывает незначительной, тогда как при очень низком или высоком рН, и особенно при высоких температурах, она бывает значительной. В случае частично гидролизованных полиакриламидов гидролиз разрушит тщательно подобранную степень гидролиза, присутствующую в исходном продукте.

Перечисленные проблемы могут быть решены использованием зарубежного опыта применения физико-химических МУН: таких его положений, как системность воздействия (вместо одиночных операций) и использование комплексных технологий – дающих эффект по нескольким направлениям и оттого менее чувствительным к неблагоприятным условиям.

Примером комплексной технологии служит одновременное нагнетание с полимерами поверхностно-активных веществ и щелочей. При этом щелочь взаимодействует с кислой нефтью, в результате чего выделяется поверхностно-активное вещество. В свою очередь, ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-вода», способствуя увеличению коэффициента вытеснения. Действие полимера аналогично эффекту традиционных физико-химических методов и выражается в уменьшении подвижности воды.

Системный характер эффекта от физико-химического воздействия достигается в тех случаях, когда оно осуществляется как модификация традиционного заводнения - с максимальным охватом нагнетательного фонда, а не отдельными краткосрочными операциями.

Специалисты концерна Shell используют технологии комплексного физико-химического воздействия на месторождениях США с 80-х годов. Первые испытания, проведенные на месторождении Уайт Касл, штат Луизиана, США, продемонстрировали эффективность технологии. Кроме того, положительный эффект в 1989 году получен на нескольких скважинах Лос-Анджелеса, где 38% нефти, оставшейся после других методов заводнения, было добыто в результате комплексного физико-химического заводнения.

На месторождениях Китая, таких как Дацин, Шенгли и Карамай, комплексное физико-химическое воздействие применяется примерно с середины 90-х годов. Воздействие осуществляется чередованием нагнетания полимерных растворов и ASP-систем в суммарных накопленных объемах, сопоставимых с поровым объемом пласта. Прирост коэффициента извлечения нефти за счет воздействия составляет 15-25%.

Получено значительное увеличение нефтедобычи с помощью комплексного физико-химического воздействия в Омане, на месторождении Мармул. Добыча на нем велась в течение 25 лет, однако извлечено было лишь 15% от запасов по причине высокой плотности и вязкости нефти. Данное обстоятельство обусловило низкую эффективность заводнения. С начала 2010 года недропользователь месторождения Мармул – компания PDO - ведет нагнетание полимерного раствора в объеме 100 тыс. баррелей (15 тыс. м3) в сутки. В планах недропользователя достичь прироста добычи на 8 тыс. баррелей (более 1 тыс. т) в сутки и повышении КИН с 15 до 25%

По другим примерам, таким как индийское месторождение Вирадж и месторождения канадской провинции Саскачеван, внедрение технологий комплексного физико-химического воздействия только начато, однако и там, несмотря на экстремальные геолого-физические условия, прогнозируется существенный прирост нефтеотдачи.

Предпочтительными для комплексного физико-химического воздействия являются пласты с высокими коллекторскими свойствами, длительно разрабатываемые с применением заводнения и содержащие нефть умеренной вязкости. При высокой вязкости нефти) необходимо сочетание физико-химического воздействия с тепловым.

Интеллектуальные» скважины

Под этим понятием в практике разработки нефтяных месторождений понимают технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов и бурения многоствольных горизонтально-разветвленных скважин. В обоих случаях цель заключается в распределении нагнетаемой воды в интервалы с низким охватом дренированием и ограничении бесполезной циркуляции воды в промытых прослоях и застойных зонах.

Известно, что одновременное нагнетание воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика одновременного нагнетания воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических объемах нагнетаемой воды в каждый из пластов.

Сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами компании «Газпромнефть-Восток» на Арчинском месторождении в Парабельском районе провели первый повторный гидроразрыв пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50 % объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40 % извлекаемых запасов компании.

Во время проведения гидроразрыва на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины: по ним нефть поступает в скважину. Чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.

НТЦ «Газпром нефти» и «Газпромнефть-Восток» провели повторный гидроразрыв пласта с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров. С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.

Специалисты «Газпром нефти» проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения. После проведения экспериментальной обработки скважины первый месяц эксплуатации показал двукратное увеличение объема добычи нефти.

«Газпромнефть-Восток» сделал очередной важный шаг на пути к эффективной разработке трудноизвлекаемых запасов, стабилизации добычи нефти в Томской области, развитию отрасли», - прокомментировал результаты применения новой технологии заместитель губернатора Томской области по промышленной политике Игорь Шатурный.

«Новые вызовы, которые перед нами ставит нефтяная отрасль, требуют использования инновационных подходов. Ежегодно растет фонд скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, и мы первые в Томской области применили такое технологическое решение, как использование специального полимера при повторном проведении КГРП. Это позволяет вовлечь в работу неохваченные зоны пласта и тем самым более эффективно вырабатывать запасы на наших активах. Для нас это очередной и важный шаг в работе с трудноизвлекаемыми запасами», - отметил главный геолог «Газпромнефть-Востока» Анатолий Верин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт и обеспечивающие приток нефти. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Карбонатные породы - это пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами. Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды. В настоящее время 60 % запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах.

Загущенная кислота - химическое вещество вязкого, тягучего типа.

Тема: Перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов республике, и в целом по России

Тип: Реферат | Размер: 146.70K | Скачано: 50 | Добавлен 12.11.14 в 15:04 | Рейтинг: 0 | Еще Рефераты

Вуз: Альметьевский государственный нефтяной институт

Год и город: Альметьевск 2013

Введение 3

1. Перспективы ТИЗ. Недропользование и развитие ресурсной базы в РТ и в России 4

2. Перспективы развития нефтяной промышленности 9

3. Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 13

Заключение 22

Список использованной литературы 23

ВВЕДЕНИЕ

Основным резервом поддержания уровней добычи нефти во многих регионах Российской Федерации в современных условиях развития отрасли являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ). Если в начале 60-х гг. доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе СССР/России составляла примерно 10%, то уже в 90-е гг. она превысила 50% и продолжает увеличиваться. Нефтяная промышленность Татарстана за 60 лет после открытия первого промышленного месторождения нефти пережила рост, 7-летнюю стабилизацию с уровнем добычи более 100 млн. т/год, последующее непрерывное падение на протяжении 19 лет, а затем после небольшого роста (1995 г.) вновь наступил период стабилизации добычи па уровне свыше 25 млн. т/год. Во многом это явилось результатом реализации ряда программ повышения нефтеотдачи на объектах с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Именно поэтому опыт многолетнего освоения здесь залежей и пластов с ТИЗ и повышения эффективности их разработки весьма ценен.

Актуальность проблемы. В сложившейся в России экономической ситуации проблема повышения эффективности извлечения запасов нефти па основе применения новейших технологий доразведки, разработки и доразработки месторождений в старых нефтедобывающих районах приобрела особую актуальность. Стабильность уровня нефтедобычи на месторождениях, вступивших в заключительные стадии разработки, определяется рациональным использованием оставшихся трудноизвлекаемых запасов. По существу запасы всех месторождений на поздней стадии разработки превращаются в трудноизвлекаемые. Сейчас около половины, добываемой в стране нефти обеспечивается за счет трудноизвлекаемых запасов.

Цель данной работы: исследование научного обеспечения новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Из поставленной цели вытекают следующие задачи: рассмотреть перспективы развития нефтедобычи в стране, и динамику трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России.

1. ПЕРСПЕКТИВЫ ТИЗ. НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ В РТ И В РОССИИ

Для России - страны с колоссальным природно-ресурсным потенциалом - вопросы развития отношений, связанных с предоставлением прав на пользование недрами и контролем за выполнением условий их предоставления, вопросы использования отношений в процессе недропользования для регулирования более широкого спектра социально-экономических процессов являются одними из важнейших. На наш взгляд, в ходе проводимых экономических реформ комплексный характер отношений в процессе недропользования, сфера их действия не осознаны и не использованы в достаточно полной мере.

В России уже в течение длительного времени (с 1994 г.) приросты запасов углеводородного сырья не компенсируют добычу нефти и газа. Только с 1994 по 2000 г. не восполненная добыча жидких углеводородов составила около 700 млн. % газа - более 2,3 трлн. м3. В последующие годы это отставание только усиливалось. Так, если за 1997-2001 гг. прирост промышленных запасов нефти, включая газовый конденсат, обеспечил возмещение ее добычи на 86 %, то в 2002 г. - лишь на 64 %, составив 243 млн. т при добыче 421,4 млн. т. Кроме того, ухудшается качество сырьевой базы. Доля трудноизвлекаемых запасов в России превысила 55 %. Доля запасов, степень выработки которых составляет более 80 %, превышает 25 % разрабатываемых нефтяными компаниями запасов, а доля запасов обводненностью более 70 % составляет более 30 %. С 1991 по 2001 г. в структуре извлекаемых запасов число мелких месторождений увеличилось на 40 %, в то время как число уникальных и крупных снизилось более чем на 20 %. В целом 80 % месторождений, находящихся на государственном балансе, относятся к категории мелких.

Причин неблагоприятного состояния сырьевой базы много, все они хорошо известны специалистам. Это и резко сократившиеся объемы региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ вследствие общего снижения государственных средств, выделяемых на указанные цели, и отсутствие соответствующей мотивации у нефтегазовых компаний - недропользователей, и слабый контроль со стороны государства за обеспечением рационального использования недр и эффективностью разработки месторождений, а также отсутствие необходимых полномочий по государственному регулированию отношений недропользования у федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих государственную политику в области добычи горючих полезных ископаемых. Кроме того, непрозрачность, коррупция, высокие риски, связанные, в частности, с возможностью отзыва лицензий на добычу полезных ископаемых у недропользователя, снижают инвестиционную привлекательность этой сферы деятельности.

До 2002 г. регионы активно участвовали в инвестировании воспроизводства минерально-сырьевой базы. Их вложения в геологоразведку в 2-3 раза превышали объемы федеральных инвестиций. Даже в 2003 г, когда региональные бюджеты были практически лишены источников финансирования геологии, они в сумме вкладывали примерно столько же средств, сколько и федеральный бюджет. С упразднением отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России снизились в 1,5-1,8 раза. При этом считалось, что добывающие компании должны самостоятельно и за счет собственных средств осуществлять геологоразведочные работы и обеспечивать прирост запасов полезных ископаемых. Однако соответствующих стимулов компании-недропользователи не получили. Следовательно, законодательство должно стимулировать эту деятельность, имеющую важное государственное значение.

Сложившийся рыночный механизм ведения хозяйства без реализации мер государственного регулирования сферы недропользования не обеспечивает комплексного решения стратегических задач использования минерально-сырьевой базы. В результате сложилось многолетнее отставание в региональных работах, как по важнейшим нефтегазодобывающим регионам, так и по новым перспективным нефтегазоносным провинциям. По существу упущено время для подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем и по подготовке промышленных запасов углеводородов.

При интенсификации до предела добычи нефти в старых регионах практически ничего не делается для подготовки им смены. Можно как угодно критиковать советскую плановую систему, но при ней всегда учитывалась перспектива. Это было традицией развития минерально-сырьевой базы страны.

В связи с указанным как можно скорее должны быть выполнены работы по изучению новых регионов, которые бы обеспечили стабилизацию положения в этой области. Тем более что такие регионы в стране еще есть: прежде всего Каспий, Восточная Сибирь, шельфы окраинных морей. Промедление в решении этой важнейшей задачи может привести к потере национальных топливно-энергетических ресурсов. Однако успешное решение данной задачи невозможно без принятия новых законов, которые бы стимулировали выход компаний-недропользователей в эти регионы.

В целом система государственного управления недропользованием должна строиться на базе стратегических интересов государства как такового и субъектов РФ с учетом экономических интересов хозяйствующих субъектов. Для этого необходимо:

Провести реальный мониторинг всех выданных лицензий и всей системы лицензирования недр;

Выработать общую стратегию управления недропользованием с ориентацией на формирование процедур и принципов объективизации издержек недропользователей;

Обеспечить стабильный налоговый режим недропользования, не менять (без крайней необходимости) действующие законы и правила.

Сырьевая база страны должна развиваться по схеме расширенного воспроизводства. Заявления об избыточности запасов у российских компаний и предложения о введении экономических санкций на запасы, превышающие восьми - девятилетнюю обеспеченность, ошибочны, по сути, и опасны для экономического развития страны.

Перспективы развития нефтедобычи.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке к разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов (оптимистический и благоприятный варианты развития) добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т. в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т. к 2020 г. При внешних и внутренних условиях, формирующих умеренный вариант социально-экономического развития страны, добыча нефти прогнозируется существенно ниже - до 450 млн. т. в 2010 г. и до 460 млн. т. в 2020 г. Наконец, в критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться лишь в ближайшие 1-2 года, а затем ожидается падение добычи: до 360 млн. т. к 2010 г. и до 315 млн. т. к 2020 г.

Добыча нефти будет осуществляться, и развиваться в России как в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазоносных провинциях на Европейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Добыча нефти в регионе будет увеличиваться до 2010 г. по всем вариантам, кроме критического, а затем несколько снизится и составит в 2020 г. 290-315 млн. т. В рамках критического варианта разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами станет малорентабельной, что приведет к значительному падению добычи в регионе.

В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и критическом вариантах добыча в этих регионах будет снижаться более интенсивно.

В целом в Европейской части России добыча нефти (включая шельфы) будет уменьшаться и составит к 2020 г. 90-100 млн.т. (против 110 млн.т. 2002г).

Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли, необходимы:

Значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из неоткрытых пока месторождений (государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и инвестиций в них);

Повышение коэффициентов нефтеизвлечения с целью повышения извлекаемого потенциала и текущей добычи разрабатываемых месторождений.

2 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Республика Татарстан является старейшим нефтедобывающим районом страны. Имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах.

Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере изучения непрерывно возрастают и Республика Татарстан классическое подтверждение этого. В Татарстане за годы рыночных реформ обеспечивалось расширенное воспроизводство запасов нефти против 20-50% в предыдущие годы. Обеспеченность разведанными запасами текущей добычи при ее непрерывном росте возрастала и в настоящее время выше, чем по стране. В республике регулярно проводится переоценка прогнозных ресурсов нефти. В результате начальные суммарные (извлекаемые) ресурсы возросли за последнее десятилетие на 21 %. Неопоискованные извлекаемые ресурсы оцениваются выше, чем 30 лет назад. По мере изучения они будут возрастать. Планируется дальнейшая переоценка прогнозных ресурсов, которая проводится один раз за 5 лет. Как правило, каждая переоценка прогнозных ресурсов приводит к их увеличению.

Во-вторых, при оценке ресурсов коэффициент извлечения нефти (КИН) принимается обычно равным 30-35 %. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработки месторождений.

Хотя для Республики Татарстан характерна высокая опоискованность недр, за годы рыночных реформ воспроизводство запасов в лом улучшилось и по сравнению со среднероссийским с более благоприятным. Однако в общем объеме прирост запасов за счет новых открытий снизился с 49,2 до 13 %/год. Несмотря на достаточную обеспеченность разведанными запасами нефти в стратегии значительное внимание уделено вопросам подготовки новых запасов. Это объясняется высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти, составляющей 80 %. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу в старых нефтяных районах должна предусматривать проведение работ в трех направлениях:

Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки (отложения девона и карбона).

Проведение широкомасштабных работ по повышению КИН, что может стать новым важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.

Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов глубокозалегающих пород кристаллического фундамента и рифей-вендских осадочных отложений, пермских битумов.

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 28 малых нефтяных компаний, добыча нефти по которым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан об увеличении добычи нефти в 1997-1998 гг. На конкурсной основе им было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном с трудноизвлекаемыми запасами, содержащих высокосернистые нефти, большинство из которых было открыто 15-30 лет назад. Создание новых нефтяных компаний коренным образом изменило ситуацию с добычей нефти в республике появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые МУН и методы интенсификации добычи. В 2004 г. малыми компаниями добыто более 4,8 млн. т. В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всем независимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год.

Опыт развития нефтяной промышленности Татарстана показал следующее

Оптимизация условий недропользования и налогообложения - ключ к решению проблемы ВМСБ и обеспечения потребностей страны в нефти и газе,

Налоговое стимулирование и дифференцированное налогообложение добычи нефти в зависимости от горно-геологических условий и пенсии истощения запасов можно регламентировать и администрировать без коррупции;

Действующий закон «О недрах» позволяет дифференцировать НДПИ, стимулировать разработку «старых» и истощенных месторождений;

Если бережно относиться к недрам и по-хозяйски ими распоряжаться на уровне субъектов Федерации, то появляются огромные возможности для дальнейшего

С целью успешной реализации стратегии развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан необходимо создать благоприятные условия, обеспечивающие необходимый прирост запасов и нефти, что возможно в результате принятия более совершенного закона «О недрах», проект которого находится на обсуждении.

Для успешной реализации энергетической стратегии Республики Татарстан до 2020 г. необходимо создать нормальные условия развития нефтяной промышленности. С этой целью следует:

Сохранить действующий механизм недропользования - совместное ведение Федерации и субъектов Российской Федерации по выдаче лицензий по принципу «двух ключей»: Российской Федерацией и субъектом Российской Федерации;

Предусмотреть возможность делегирования части полномочий федерального центра по регулированию недропользования на региональный уровень; передать региональным органам власти полномочия по распоряжению мелкими и средними месторождениями полезны ископаемых с извлекаемыми запасами нефти до 30 млн. т.;

Ввести дифференцированное налогообложение добычи нефти зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий разработки нефтяных месторождений и товарного качеств нефти в недрах;

Для повышения эффективности освоения недр необходимо оста вить как конкурсную, так и аукционную форму доступа к недрам, каждая из них имеет преимущества и недостатки и может применяться зависимости от конкретных условий;

Для рационального использования ресурсов недр нужно усилить государственный контроль за выполнением оговоренных условий недропользования; это осуществимо через ежегодные дополнения к лицензионным соглашениям, в которых записываются годовые уровни добычи, воспроизводства запасов, объемы разведочного и эксплуатационного бурения; они берутся из утвержденных в установленном порядке проектных документов и авторских надзоров; контролируете выполнение органами МПР РФ; положительный опыт имеется в Республике Татарстан;

В законе «О недрах» необходимо предусмотреть стимулировании ВМСБ в результате отмены платежей на проведение ГРР за счет собственных средств недропользователей, заявочного характера представления участков для рисковых нефтепоисковых работ, оплаты недропользователями исторических затрат государства на участках недр только после выхода проекта на окупаемость и получения достаточных при былей, упрощения процедуры оформления открытий, полного финансирования региональных и функциональных геологических исследований за счет государства;

Утвердить на правительственном уровне «Правила разработки нефтяных месторождений» и для рационального использования запасов углеводородного сырья государственную комиссию по запасам и Цен тральную комиссию по разработке месторождений горючих полезны ископаемых подчинить непосредственно Правительству России.

3. НАУЧНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Доля трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых зонах и с вязкими нефтями, продолжает увеличиваться и сейчас составляет около 60% (рис. 3.1).

К сожалению, качество остаточных запасов ухудшается еще и по причине более активной выработки именно хороших, активных запасов. Если активные запасы выработаны к настоящему времени в среднем на 75%, то трудноизвлекаемые только на 35%.

Рисунок 3.1 - Динамика трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России

Из рисунка 3.1 можно видеть, что с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов проектный коэффициент нефтеотдачи снижался многие годы, и только в последние годы стал незначительно расти.

Эти зависимости достаточно ярко иллюстрируют сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений - негативное изменение структуры запасов многие годы, к сожалению, не компенсировалось совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения.

В некоторых случаях это было связано с отсутствием технологических решений по эффективному нефтеизвлечению для тех или иных геолого-физических условий, что в последние годы усугублялось тем, что соответствующие научно-исследовательские работы были ограничены. Однако гораздо чаще известные новые технологии недропользователями не используются. Причина, как правило, та, что их применение связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения, и недропользователи зачастую избегают необходимости их использования. Не вполне оправдались и надежды на приход в Россию новых технологий нефтеизвлечения в связи с работой на месторождениях страны иностранных компаний.

Особую проблему в стране составляют заводненные месторождения - сейчас средняя обводненность добываемой продукции составляет около 86%.

Учитывая, что основным методом разработки месторождений страны является заводнение, количество остаточных запасов нефти в обводненных пластах будет постоянно возрастать. Для доизвлечения этих запасов необходимо также использовать более совершенные технологии.

Принимая во внимание складывающуюся структуру запасов и перспективы их развития, можно утверждать, что значительную роль в приросте извлекаемых запасов страны должны играть увеличение нефтеотдачи из трудноизвлекаемых запасов, а также запасов в заводненных пластах.

Нужно отметить, что международные нефтедобывающие компании обращают особое внимание на прирост извлекаемых запасов за счет применения новых технологий нефтеизвлечения: технологии повышения нефтеотдачи обеспечивают от 4 до 12% прироста извлекаемых запасов.

По оценкам зарубежных исследователей средняя проектная нефтеотдача в мире сейчас составляет около 30%, в США - 39%, при этом средняя реальная нефтеотдача в будущем прогнозируется в размере 50 - 60%.

Можно выделить три крупных блока основных методов разработки нефтяных месторождений: естественный режим, вторичные методы и третичные методы (методы увеличения нефтеотдачи).

Широкое применение заводнения позволило значительно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений страны. Дополнительные увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении в определенных условиях обеспечивают так называемые гидродинамические методы воздействия: циклическое воздействие с переменой фильтрационных потоков, системная технология реализации ОПЗ, горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта в системе скважин и другие.

Вместе с тем, по мнению большинства специалистов, кардинального повышения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране особенно в трудноизвлекаемых запасах можно достичь только при существенном увеличении масштабов применения «третичных» методов: тепловых, газовых и химических (достигаемая нефтеотдача 35 - 70%).

Вместе с тем методы увеличения нефтеотдачи являются гораздо более сложными, по сравнению с заводнением, процессами, основанными на механизмах дополнительного извлечения нефти из пористой среды. Технологии этих методов требуют, как предварительного тщательного научного обоснования применительно к конкретным условиям, так и последующего научного сопровождения при их применении с использованием новых и принципиально новых средств контроля и регулирования.

Все это требует дополнительных затрат. Вместе с тем, реальные вложения на создание новых технологий в отечественных компаниях на порядок меньше, чем в зарубежных.

Однако зарубежный да и отечественный опыт свидетельствует, что сложность и дополнительные затраты в конечном счете компенсируются повышенной эффективностью.

Имеются сведения, по более чем, 1500 проектам МУН в мире. Годовая добыча оценивается в 120 - 130 млн тонн.

В США на начало 2010 г. в работе было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Их число с 1998 г. несколько уменьшилось, изменяясь от 199 в 1988г., до 143 - в 2004 г. и 194 - в 2010 г., но, при этом произошло их укрупнение. Общая добыча нефти за счет этих методов составляет 34,4 млн.т/год. Особенно важно отметить, что доля добычи нефти за счет «третичных» методов в общей добыче в США составляет около 12%.

Рассматривая состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи, следует сказать и об отечественном опыте активного внедрения этих методов в 80-е годы прошлого столетия.

Толчком к развитию проблемы явилось специальное постановление Правительства страны (1976 г.), которое определяло объемы дополнительной добычи нефти за счет применения «третичных» методов увеличения нефтеотдачи, а также объемы выпуска в стране необходимых для этого материально-технических средств. Было также предусмотрено экономическое стимулирование осуществления опытно-промышленных работ нефтедобывающими предприятиями. С целью концентрации усилий по решению данной проблемы был создан «Межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача». Организационная структура комплекса обеспечивала как научное сопровождение проблемы, так и обеспечение реализации программы опытных работ.

Переданные в структуру РМНТК сервисные компании («Термнефть», «Союзнефтепромхим», «Союзнефтеотдача», «Татнефтебитум») выполняли на опытных промыслах нефтедобывающих предприятий специальные комплексы работ, которые ранее не входили в практику деятельности предприятий (закачка химических агентов, генерирование и закачка теплоносителей и воздуха, закачка углеводородного газа, монтаж специального оборудования).

За сравнительно короткий период дополнительная добыча нефти за счет «третичных» методов возросла до 11 млн т/год. Научное сопровождение проблемы осуществлялось через «ВНИИнефть» с обеспечением соответствующего финансирования.

С переходом нефтяной промышленности на новую систему хозяйствования перестали действовать механизмы стимулирования проблемы увеличения нефтеотдачи, существенно уменьшилась активность научных исследований, объемы применения методов стали снижаться.

Сейчас добыча за счет «третичных» методов лишь незначительно превышает 1,5 млн т/год. В последние годы на месторождениях страны были начаты и развиты несколько проектов по применению тепловых и газовых методов воздействия. Вместе с тем, на наш взгляд, есть ряд проблем скорее прикладного порядка, исследование которых не может откладываться, если ставить цель увеличения объема освоения трудноизвлекаемых запасов в ближайшие годы. Среди этих проблем:

Регулирование продвижения оторочек растворов химреагентов по пласту;

Снижение адсорбции химических реагентов на пористой среде;

Создание адресных композиций химреагентов для конкретных условий пласта;

Внутрипластовое снижение вязкости нефти химреагентами;

Моделирование процессов фильтрации различных агентов нефтеизвлечения;

Регулирование процесса внутрипластового окисления нефти;

Определение влияния свойств пористой среды и закачиваемых в пласт агентов на кинетику окисления при закачке воздуха высокого давления;

Определение влияния температуры на капиллярные свойства пористой среды;

Определение влияния температуры на кривые фазовых проницаемостей для различных пористых сред;

Оптимизация объемов газовых агентов при сочетании закачки газа и воды;

Использование пенных систем и других реагентов для регулирования физико-химических, тепловых и газовых методов;

Оценка эффективности закачки слабоминерализированной воды в пласты, изменение смачиваемости пористой среды;

Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи по промысловым данным и многие другие.

Объемам и уровню работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и освоения трудноизвлекаемых запасов соответствует, к сожалению, и их текущее научное обеспечение.

Хотя отсутствие федеральных и отраслевых программ по данной проблеме не позволяет конкретно представить объемы исследований по отдельным методам, но косвенные показатели (особенно в сопоставлении с зарубежными компаниями) достаточно красноречивы.

Так по имеющимся данным, расходы на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в зарубежных нефтегазовых компаниях в 6 - 10 раз больше, чем в крупных российских компаниях.

Рисунок 3.2 - Объемы финансирования НИОКР на одного исследователя, тыс. долл.

По данным Г.И. Шмаля, компания «Шелл» затратила на НИОКР в 2007 г. - 1,2 млрд долл., в 2008 г. - 1,3 млрд долл., в 2009 г. - 1 млрд долл. Затраты же всех нефтяных компаний России вместе с Газпромом на НИОКР составляли в том же году 250 млн. долл. Рассматривая более широко проблему научного обеспечения создания новых технологий, отметим необходимость участия в ее финансировании как государства так и бизнеса. Можно видеть (рис. 3.2), что в России финансирование НИОКР значительно меньше, чем в других странах - как со стороны государства, так, и особенно, со стороны бизнеса.

Интересны данные по патентованию в нефтегазовом секторе, которые еще раз подчеркивают зависимость этого показателя от объемов финансирования НИОКР: количество зарегистрированных патентов в российских компаниях в десятки раз меньше, чем в зарубежных (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 - Количество зарегистрированных патентов нефтяными и газовыми компаниями, шт.

В последнее время появился ряд обнадеживающих факторов для возможности ускоренного развития проблемы увеличения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами. Озабоченность состоянием полноты нефтеизвлечения на месторождениях страны высказана руководством страны.

Приняты постановления Правительства по экономическому стимулированию разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами:

Нефти повышенной вязкости (более 20 мПа.сек);

Высокообводненними (более 85%);

С пластами низкой проницаемости (1,5-2,0; 1,0-1,5; менее 1,0 мкм 2 .10 -3).

К сожалению, реализация принятых документов встречает ряд практических трудностей, которые связаны с необходимостью создания обособленных систем сбора и подготовки нефти, что требует иногда значительных затрат. Что касается низко проницаемых пластов, то представленная редакция Постановления еще требует дополнительных уточнений, как по методике определения проницаемости (абсолютная или относительная), так и по возможности достижения такой точности диагностирования нефтяных пластов по проницаемости.

При рассмотрении перспектив усиления научного обеспечения отрасли иногда высказывается предложение возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их научные центры. Следует, однако, учитывать, что сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, кроме того, общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко превышает 7 - 10 лет, фундаментальные же исследования обещают экономически значимый результат через 20 - 30 лет. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) и академической науки - именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в подразделения НИОКР корпораций.

Известны также предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако при этом надо учитывать тот факт, что отечественные университеты пока не имеют необходимой научно-технической и кадровой базы, а также, самое главное, опыта прикладных исследований, который создается многолетними усилиями.

Поэтому, как представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны и применение МУН связаны с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов АН России.

В целом можно следующим образом сформулировать предложения по активизации работ по созданию новых технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимы:

Государственное регулирование проблемы;

Концентрация научных, методических и технологических усилий на основе научно-технических программ;

Создание научных Центров на базе отраслевых институтов и ВУЗов;

Организационно-финансовое обеспечение проблемы на основе государственных программ опытных и научно-исследовательских работ, лицензионных и проектных документов;

Совместные программы (пулы) нефтяных компаний по исследованию и испытанию МУН;

Научное сопровождение опытных работ.

На мой взгляд, реализация этих предложений позволит уже к 2025 г. извлекаемые запасы страны увеличить на 2 - 4 млрд тонн с годовой дополнительной добычей: 30 - 60 млн тонн/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопросы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти сопряжены с проблемой повышения коэффициента нефтеотдачи. В последние 25 лет КИН в России снизился с 42 до 27-28%, в то время как в США за тот же период КИН вырос с 32 до 40%, хотя структура запасов нефти там изначально хуже. Эта опасная тенденция связана с двумя причинами. Во-первых, трудноизвлекаемые запасы уже составляют более 50% запасов нефти России, а при их отработке КИН всегда ниже. Во-вторых, утвержденные проекты разработки главных месторождений России предусматривают традиционное заводнение залежей с характерным для него низким КИН, а не использование современных технологий увеличения нефтеотдачи. Об эффективности этих технологий свидетельствует опыт США, где, несмотря на истощенные недра, за счет инновационных технологий ежегодно добывается более 30 млн. тонн нефти. Но и в России, на старейшем Ромашкинском месторождении Татарстана, за счет применения этих методов ежегодная прибавка к объему добычи составляет 1,5 млн. тонн. К сожалению, это единственный пример в России.

Прирост запасов нефти, особенно в последние годы, в 2 раза превышает ее добычу. Созданные в Татарстане 24 новые независимые нефтяные компании уже обеспечили ускоренный ввод в разработку 36 нефтяных месторождений. Все нефтяные компании (без ОАО «Татнефть») в ближайшие годы будут добывать 8 - 8,5 млн. т/год. Крупнейшая нефтяная компания - ОАО «Татнефть», по объему годовой добычи входящая в четверку крупнейших нефтяных компании России и в число 30 ведущих нефтяных компаний мира, дает до 40 % поступлений в бюджет Республики Татарстан. Добывшая с начала разработки месторождений Татарстана около 2,7 млрд. т нефти, компания стабилизировала добычу нефти, обеспечив превышение прироста запасов над добычей в 2 раза. В настоящее время более 40 % нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения современных технологий и методов повышения нефтеотдачи пластов. Неслучайно ценные бумаги ОАО «Татнефть» котируются на престижных Лондонской и Нью - Йоркской биржах.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бурение и нефть. Август 2012. Специализированный журнал.

2. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / В.Ф. Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. - Нефть и газ, 2009. - 352 с.

3. Конторович А. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация». - 2008. - №7. - 78 с.

4. Коржубаев А. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В.. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2010., - № 10 - 103 с.

5. Мартынов В. Н. В нефтегазовом образовании - кризис перепроизводства / Журнал «Нефть России», 2009., - № 8 - 23 с.

Понравилось? Нажмите на кнопочку ниже. Вам не сложно , а нам приятно ).

Чтобы скачать бесплатно Рефераты на максимальной скорости, зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.

Важно! Все представленные Рефераты для бесплатного скачивания предназначены для составления плана или основы собственных научных трудов.

Друзья! У вас есть уникальная возможность помочь таким же студентам как и вы! Если наш сайт помог вам найти нужную работу, то вы, безусловно, понимаете как добавленная вами работа может облегчить труд другим.

Если Реферат, по Вашему мнению, плохого качества, или эту работу Вы уже встречали, сообщите об этом нам.

ТРИЗы трудноизвлекаемые запасы . В СССР личный Баккен (баженовская свита ) был замечен на 10 лет позднее, чем в США, а внимательно исследовать его начали в 1968 году. Это был как один что случай, когда «не было бы счастья, да горе помогло». На Салымском месторождении близ местечка Горноправдинска во время углубления разведочной скважины 12‑Р при забое 2840 м случилось неконтролируемое фонтанирование нефтью, в итоге чего загорелась буровая аппарат. В последствии разбирательства с ролью правоохранительных органов получилось обосновать, что геологи и трудящиеся не повинны. Фонтан (его мощность расценили в некоторое количество сот тонн в сутки), образовавшийся там, где его никто не ждал, вскружил головы научным работником и русским руководителям. Баженовскую свиту (а как раз оттуда забил фонтан) начали деятельно изучать и бурить свежие скважины. Но довольно проворно обнаружилось, что продуктивность скважин безусловно различная, при данном в следствии технологических задач у геологов не было способности охарактеризовать сечение баженовской свиты всецело. В результате длительное время месторождения Бажена оставались быстрее предметом научных исследований, чем настоящей промышленной разработки.

Сейчас обстановка принципно другая. В следствии истощения классических месторождений и (в данном стоит признаться) удачного навыка USA по разработке сланцевых формаций правительство в РФ и нефтяные фирмы обращают на разработку трудноизвлекаемых припасов нефти самое пристальное забота. С Баженом трудятся все фавориты российской «нефтянки» - «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», завышенное забота сланцевым планам уделяет и «Газпром нефть». В начале февраля 2014 года было подписано дополнение к деятельному договору с Schlumberger о технологическом сотрудничестве в разработке трудноизвлекаемых припасов нефти, в частности, баженовской свиты. А ещё в 2013 году Shell и «Газпром нефть» сделали совместное предприятие «Ханты-Мансийский нефтегазовый союз» для работы на участках со сланцевой нефтью в Западной Сибири. При данном у фирм уже есть успешное СП - «Салым Петролеум Девелопмент», которое ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений и еще трудится над разработкой баженовской свиты: в феврале сегодняшнего года СПД приступила к бурению 1 горизонтальной оценочной скважины на Верхне-Салымском месторождении. Впрочем кроме технологической элемента, во всех планах вовлечения в разработку трудноизвлекаемых припасов в РФ (как, вобщем, и в всякий иной стране мира) есть и экономическая.

НАЛОГОВЫЕ ПОСЛАБЛЕНИЯ (трудноизвлекаемые запасы)

Позиция русских властей в отношении значимости вопроса вовлечения в добычу трудноизвлекаемых запасов поменялась кардинально. В частности, по оценке руководители Минприроды Сергея Донского, исследование нестандартных припасов углеводородов в РФ, которое активируется в реальное время, будет необходимым фактором в добыче нефти через 20 лет: «Если по трудноизвлекаемым припасам нефти мы сможем поставить на баланс припасы в ХМАО, то Российская Федерация может истечь на 1-ое пространство в мире в целом по припасам нефти». При Министерстве природных ресурсов РФ на основе «Росгеологии» формируется координационный середина по исследованию и изучению нестандартных обликов и источников углеводородного сырья. По текстам замгендиректора данной фирмы Романа Самсонова, на земли РФ целенаправлено осуществить четыре-пять искусных полигонов с различными природными критериями, ландшафтом, геологическими особенностями. Министр энергетики Александр Новак, в собственную очередь, что, что Российская Федерация продолжит увеличивать добычу нефти, в что числе спасибо изучению трудноизвлекаемых припасов. По его текстам, интенсификация работы с данной категорией ресурсов стала вероятна в последствии принятия поправок в законодательство о налоговых льготах, которые инициируют добычу трудноизвлекаемых припасов нефти.

Вправду, правительство в 2012–2013 годах предприняло некоторое количество шагов в данном направленности, центральным из коих стала разработка Федерального закона № 213‑ФЗ, коим введена налоговая льгота в облике понижающих коэффициентов к ставке налога на добычу нужных ископаемых (НДПИ) в отношении нескольких категорий ТРИЗов. В частности, ставка НДПИ имеет возможность быть снижена от 20% до 100% в зависимости от проницаемости залежи и на подобии продуктивного отложения (ноль функционирует для нефти, добываемой из залежей, отнесенных к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям). Не считая такого, в закон «О таможенном тарифе» внесены исправления, которые ставят пониженную ставку вывозной пошлины на нефть, добываемую из залежей тюменской свиты. Для использования пониженной ставки нужно, чтобы соответствие исходных припасов нефти в отложениях тюменской свиты составляло не наименее 80% от исходных припасов нефти всего лицензионного участка.

В законе есть и лимитирования по предоставлению льгот. Одно из самых значительных - уровень выработанности залежей трудноизвлекаемых припасов по состоянию на 1 января 2012 года не обязана превосходить 3% или залежи обязаны быть установлены на муниципальный баланс припасов в последствии 1 января 2012 года. Много проблем делает и то, что порядок определения характеристик проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья располагается на стадии разработки. А до введения сего около в мощь налогоплательщик должен управляться значениями проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта, отмеченными в Муниципальном балансе припасов нужных ископаемых (ГБЗ) по состоянию на 1 января 2012 года. Впрочем 1-ая практика использования льготы выявила, что характеристики проницаемости, действенной нефтенасыщенной толщины пласта и на подобии продуктивного отложения в ГБЗ невсякий раз отражены тактично . А это значимо осложняет вероятность получения льготы. С 7 февраля 2014 года срабатывают объяснения Федеральной налоговой службы РФ с списком названий пластов с отнесением их к что или же иному продуктивному отложению. Впрочем как станут трудиться эти объяснения , пока же непонятно .

В целом нефтяные фирмы положительно рассматривают назначение, в котором едет правительство, стимулируя разработку ТРИЗов. 213‑й закон уже дозволил увеличить финансовую эффективность разработки и установить в опр трудноизвлекаемые припасы 10-ов месторождений по всей стране. В ранце «Газпром нефти» эти залежи еще есть. Впрочем, по воззрению нефтяников, имеющий место быть комплект льгот все же не имеет возможность в абсолютной мере инициировать разработку трудноизвлекаемых припасов. Правительство, идя навстречу пожеланиям нефтяников, приглашает увеличить порог выработанности месторождений с 3 до 10%. Законопроект, в котором предлагается распространить вероятность использования понижающих коэффициентов к ставке НДПИ на залежи, относящиеся к продуктивным отложениям баженовской, хадумской, доманиковой и абалакской свит со степенью выработанности припасов по состоянию на 1 января 2012 года от 3 до 10%, уже располагается в Госдуме. Напротив сего не возражает в том числе и Минфин РФ, а в отделе связи с общественностью Минэнерго журналисту «СН» заявили, что ведомство, больше такого, считает целесообразным прирастить верхнюю рубеж степени выработки с 10 до 13%, «поскольку имеющие место быть в данный момент лимитирования по выработанности припасов в целях использования дифференцированной ставки НДПИ в отношении трудноизвлекаемой нефти ликвидировали вероятность использования льгот для экономики планов, длительное время оказавшихся в разработке».

Рассматривается в данный момент и вероятность предоставления налоговых преференций в облике понижающего коэффициента к ставке НДПИ для высоковязкой нефти (с вязкостью от 30 мПа·с до 200 мПа·с).

Но и эти заключения, в случае если они станут приняты, все же возможно рассматривать только как часть ансамбля мер по стимулированию разработки трудноизвлекаемых припасов. Нефтяники желали бы ввести нулевую ставку НДПИ для месторождений трудноизвлекаемых припасов за пределами зависимости от степени выработанности месторождений, распространить льготы на низкопроницаемые коллекторы, участки с невысокой нефтенасыщенностью (не больше 55%) или же невысокой действенной шириной пласта (не больше 4 метров), или же с высочайшей обводненностью (более 80%) на ачимовскую свиту, продлить льготный налоговый этап до 20 лет для всех категорий трудноизвлекаемых припасов.

«Конечно, беря во внимание нацеленность Минфина РФ на недопущение понижения прибыльной части бютжета государства, возможности принятия этих поправок неочевидны, - что босс управления налоговой политические деятели „Газпром нефти“ Александр Шубин. - Впрочем это работа на будущее. Толика НДПИ в структуре всех налогов планов (за исключением экспортной пошлины) составляет в пределах 80%, и расширение характеристик льготирования для ТРИЗов имеет возможность оказать значительное воздействие на эффективность их реализации, что несомненно поможет исключить низкорентабельные планы на приемлемый для принятия позитивного вкладывательного заключения степень доходности.

При условии настоящей доработки нормативно-правовой базы в части расширения периметра льготируемых припасовзапасов, продления срока воздействия льготы и установления бесцветной процедуры определения и использования свежих коэффициентов льгота имеет возможность предоставить вторую жизнь почти всем деятельным активам русской нефтяной ветви и „Газпром нефти“ в частности, а еще окажет позитивное воздействие на втягивание в разработку свежих ТРИЗов с внедрением современных технологий добычи нефти, содействуя обновлению технологического арсенала отрасли».

Об данном же беседуют и отраслевые специалисты. По мониторингу ГП «НАЦРН им. В. И. Шпильмана», к 2030 году на месторождениях баженовской свиты имеет возможность добываться 18–20 млн тонн нефти в год, но при условии хранения пакета льгот. При данном льготы, выданные сейчас, окупятся на следующий день. По оценке Центра им. Шпильмана, добыча приблизительно 600 млн тонн нефти из месторождений баженовской свиты имеет возможность доставить в бютжет до 2 трлн руб..

В «Газпром нефти» (да и в целом в отрасли) предполагают, что льготирование разработки ТРИЗов - только 1-ый период на пути к увеличению привлекательности добычи сложной нефти в РФ. Деятельные льготы довольно узкоприменимы, и под их воздействие попадает только небольшая часть припасов, характеризующихся сложностью разработки. Наилучшим механизмом стимулирования разработки этих припасов нефтяники именуют налог на вспомогательный заработок, который станет гарантировать составление налогооблагаемой базы в зависимости от конечных финансовых итогов работы. При данном НДД дозволит фирмам минимизировать фискальную нагрузку на исходной стадии дел, когда вложения максимальны, а отдачи ещё буквально нет.

Впрочем в правительстве пока же нет целостности по данному предлогу. В Минэнерго в аутентичный момент диспутируется вероятность вступления НДД для отдельных планов, но Минфин говорит, что данная содержание сейчас не приоритетна. Адепты же ветви не утрачивают надежды и продолжают находить свежие расклады к разработке трудноизвлекаемых припасов.

Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более века. Неудивительно, что вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. Сейчас их становится всё меньше, а вероятность обнаружить новое гигантское месторождение, сравнимое с такими, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей, практически равна нулю. По крайней мере, в нынешнем столетии ничего подобного пока найдено не было. Хочешь-не хочешь, но приходится разрабатывать залежи трудноизвлекаемой нефти.

Трудноизвлекаемые запасы их можно поделить на две группы. К одной относятся залежи, обладающие низкой проницаемостью пластов (плотные песчаники, сланцы, баженовская свита). При этом нефть, извлечённая из таких залежей, по своим характеристикам вполне сопоставима с нефтью традиционных месторождений. К другой группе относятся месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти (природные битумы, нефтяные пески).

Попытки добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов традиционными методами приводят к следующему эффекту — вначале скважина даёт хороший приток нефти, который очень быстро заканчивается. Нефть извлекается лишь из небольшой зоны, вплотную прилегающей к перфорированному участку скважины, поэтому вертикальное бурение на таких месторождениях неэффективно. Поднять продуктивность скважины можно за счёт увеличения площади контакта с насыщенным нефтью пластом. Это достигается бурением скважин с большим горизонтальным участком и проведением сразу нескольких десятков операций гидроразрыва. Подобным способом добывается так называемая «сланцевая нефть».

При добыче природных битумов или сверхвязкой нефти гидроразрыв не поможет. Методы добычи такого сырья зависят от глубины залегания насыщенных нефтью пород. Если глубина невелика и составляет десятки метров, то применяется открытая добыча породы. При залегании нефти на глубине в сотни метров для её извлечения строятся шахты. В Канаде так разрабатываются нефтяные пески Альберты, в России примером может служить Ярегское месторождение. Добытая экскаватором порода измельчается, смешивается с горячей водой и подаётся в сепаратор, отделяющий нефть от песка. Вязкость полученной нефти столь высока, что исходном виде её невозможно перекачивать по трубопроводу. Для снижения вязкости нефть смешивается с технологическим растворителем, обычно используется бензин или солярка.

Если породу невозможно извлечь на поверхность, прогревание паром осуществляется под землёй. Технология парогравитационного воздействия, применяемая «Татнефтью» на Ашельчинском месторождении, основана на использовании пары горизонтальных скважин. В одну из них нагнетается пар, из другой отбирается нефть. Пар для закачки в скважину производится на специально построенной котельной. При глубоком залегании эффективность метода снижается из-за того, что температура пара заметно снижается по пути до пласта. Этого недостатка лишен разработанный «РИТЭКом» метод парогазового воздействия, предусматривающий получение пара непосредственно в пласте. Парогенератор устанавливается непосредственно в забое, в него подаются реактивы, которые взаимодействуют с выделением тепла. В результате реакции образуется азот, углекислый газ и вода. Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает её вязкость.

Аналогичные проблемы испытывают газодобывающие компании. Наиболее удобны для разработки сеноманские залежи. Коллекторы сеноманского яруса обычно имеют высокую проницаемость, что позволяет эксплуатировать их традиционными вертикальными скважинами. Сеноманский газ «сухой», он на 97-99% состоит из метана и поэтому требует минимальных усилий на подготовку перед сдачей в транспортную систему.

Истощение сеноманских залежей заставляет газодобывающие компании переходить к трудноизвлекаемым запасам газа. Туронский ярус характеризуется низкой проницаемостью коллекторов, поэтому вертикальные скважины оказываются неэффективными. Тем не менее, туронский газ на 85-95% состоит из метана, что позволяет обойтись относительно недорогими методами его подготовки на промысле.

Хуже обстоит дело с газом, извлекаемым из валанжинского яруса и ачимовских отложений. Здесь залегает «жирный газ», кроме метана содержащий этан, пропан и другие углеводороды. Перед подачей газа в транспортную систему их необходимо отделять от метана, а для этого требуется сложное и дорогостоящее оборудование.

За одном месторождении могут быть выявлены залежи газа на различных ярусах. Например, на Заполярном месторождении газ залегает в туронских, сеноманских, неокомских и юрских отложениях. Как правило, сначала в добычу вовлекается наиболее доступный сеноманский ярус. На знаменитом Уренгойском месторождении первый сеноманский газ был получен в апреле 1978 года, валанжинский — в январе 1985 года, а к эксплуатация ачимовских залежей «Газпром» приступил только в 2009 году.