Минприроды разработало законопроект о стимулировании добычи трудноизвлекаемой нефти. Добыча трудноизвлекаемой нефти


Трудноизвлекаемая нефть — будущее нефтяной отрасли. Трудноизвлекаемые запасы нефти

Трудноизвлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Трудноизвлекаемый запас - нефть

Cтраница 1

Трудноизвлекаемые запасы нефти ( ТИЗ) - запасы залежей ( месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и ( или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.  [1]

Другие трудноизвлекаемые запасы нефти ( а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.  [2]

Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.  [3]

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.  [4]

Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти ( неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.  [5]

Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.  [6]

В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.  [7]

Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.  [8]

Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.  [9]

В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.  [10]

В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских ( аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.  [11]

Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.  [12]

Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.  [13]

В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта ( ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.  [14]

В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

szemp.ru

Минэнерго: добыча трудноизвлекаемой нефти удвоится

Москва, 21 сентября . В Минэнерго РФ прогнозируют более чем двухкратное увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в материковой части России к 2035 г. – с 35 млн до 80 млн тонн в год.

Об этом заявил заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов на пленарном заседании "Модернизация ТЭК: Сервис. Инновации. Инвестиции", прошедшем в рамках Тюменского нефтегазового форума "Добыча нефти в новых условиях. Экономика. Технологии. Экология".

Замминистра энергетики РФ отметил, что разработка трудноизвлекаемых запасов является одним из приоритетов нефтяной отрасли России. При этом он подчеркнул, что от общего количества технологий добычи трудноизвлекаемой нефти более половины уже производятся в России.

В рамках пленарного заседания Кирилл Молодцов также прокомментировал планы по модернизации нефтеперерабатывающей отрасли, отметив что по итогам 2017 г. объем нефтепереработки в России составит около 285 млн тонн.

"С точки зрения добычи приоритетом является вовлечение в добычу трудноизвлекаемых запасов, прежде всего баженовской свиты, а также стимулирование добычи нетрадиционных залежей.

Сейчас при уровне добычи ТРИЗ примерно на уровне 37 миллионов тонн по этому году, при росте примерно 1,2–1,3 % в абсолютном значении по объёму добычи, мы набрали те темпы, которые бы хотели получить, чтобы в 2035 году объём трудноизвлекаемых запасов по сухопутной части составлял примерно 80 мнл тонн.

Из общего количества технологий, а их насчитывается примерно 600, более 300 производятся в России. Более двухсот имеют российские наработки и аналоги, то есть практически имеют стадию разработки проекта. Есть технологии, которые нас сильно волнуют, и мы будем развивать их дальше. Это абсолютно автономные системы добычи, окончание морских месторождений, забуривание, возможности создания и развития проектов в Арктике.

Что касается нефтепереработки, она составляет примерно 285 млн тонн в 2017 году, плюс-минус до 2%.

В этой ситуации мы продолжаем расти по глубине переработки, продолжаем уменьшение объема выхода темных нефтепродуктов, естественно, контролируем планы на этот год по количеству вводимых установок, которые мы планируем модернизировать к 2025 году. Из 128 установок в этом году закончится модернизация 5-7 единиц".

Источник

finamz.ru

Минприроды разработало законопроект о стимулировании добычи трудноизвлекаемой нефти

Проект закона о стимулировании разработки недр с залежами трудноизвлекаемой (ТРИЗ) нефти разработало Минприроды, сообщила пресс-служба ведомства.

Документ, который поддержали многие крупнейшие российские предприятия нефтегазовой отрасли, внесен на рассмотрение в правительство РФ.

«Минприроды разработало поправки в закон «О недрах», предусматривающие возможность создания и эксплуатации полигонов разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых запасов и ресурсов углеводородного сырья (ТРИЗ), отнесенного к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям, а также отложениям, содержащим сверхвязкую нефть», – сообщает пресс-служба ведомства.

Если законопроект будет принят, то начнется новый этап в освоении месторождений нефти и газа Западной Сибири, сообщил глава Минприроды Дмитрий Кобылкин, по словам которого освоение лишь Баженовской свиты может дать существенное изменение показателя по добыче нефти и газа в России.

«Законопроектом предлагается закрепить отдельный вид пользования недрами – создание научно-технологических полигонов, предполагающих возможность осуществления научной, научно-технической и инновационной деятельности и разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи ТРИЗ», – сообщило Минприроды.

ТРИЗ — это запасы углеводородного сырья, которые находятся в тех геологических пластах, рентабельная добыча на которых не может быть осуществлена путем применения «классических» технологий производства углеводородов.

Согласно экспертной оценки, примерно 60% общих российских запасов нефти относятся к ТРИЗ.

Как ранее заявил российский президент Владимир Путин, Россия в сжатые временные сроки должна перейти к новым эффективным технологиям по добыче трудноизвлекаемой нефти.

Ранее Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра) сообщало, что в России из года в год растет доля ТРИЗ. Она еще в 2016 году достигла 65% от общего объема. Об этом, в частности, шла речь в проекте “Стратегии развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2030 года”, размещенном на сайте.

Как подсчитали в Роснедрах, обеспеченность разведанными запасами осваиваемых месторождений составляет на данный момент 35-36 лет. Однако без учета ТРИЗ ресурсов разведанной нефти в стране хватит не более чем на 20 лет, подчеркивалось в проекте стратегии.

В документе уточнялось, что из общих балансовых запасов нефти категорий АВС1, которые в России превышают 18 млрд тонн, к ТРИЗ относятся уже почти две трети – около 12 млрд тонн. Причем доля трудноизвлекаемой нефти постепенно увеличивается за счет того, что отечественные компании отдают предпочтение разработке несложных для добычи запасов.  :///

 

teknoblog.ru

Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти

Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти.

 

 

Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти — новые синтезированные российскими учеными реагенты, которые существенно повышают коэффициент извлечения «тяжелой» нефти. Они позволяют повысить коэффициент вытеснения нефти на 30 % и более.

 

Описание

Преимущества

 

Описание:

Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти — новые синтезированные российскими учеными реагенты, которые существенно повышают коэффициент извлечения «тяжелой» нефти.

Добыча трудноизвлекаемой нефти является одной из наиболее актуальных проблем нефтегазовой отрасли России. Она составляет 60–70 % от общего запаса ресурсов, имеющихся в стране.

В процессе добычи нефти выделяют три этапа: на первом – нефть поступает из пласта под действием естественных сил, поддерживающих высокое давление в пласте. На втором этапе разработка осуществляется за счет поддержания пластового давления в продуктивных пластах закачкой в них воды или (и) газа. В ходе двух первых этапов удается добыть от 25 до 40 % запасов месторождения. Третий этап – добыча трудноизвлекаемой нефти требует особых технологий для увеличения нефтеотдачи. Без них более половины запасов всех месторождений останутся под землей.

Способами добычи трудноизвлекаемой нефти является технология заводнения пластов растворами полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ) либо эмульсионным составами.

Полимеры и ПАВы в этом плане не очень выгодны по целому ряду факторов, например, они имеют невысокую био- и термостойкость, требуют дополнительной обработки дорогостоящими специализированными реагентами.

Эмульсии, напротив, очень близки по своему составу к углеводородам, что является их выгодным отличием. Новые реагенты-эмульсии производятся на основе отечественного сырья. Они в 2,5–3 раза дешевле импортных аналогов. При этом не только не уступают импортным продуктам в качестве, но и превосходят их КПД. В частности, позволяют продлить «срок жизни» эмульсии.

Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти представлены тремя новыми эмульгаторами и рядом дополнительных стабилизаторов эмульсий. В состав некоторых из них входят наночастицы, повышающие рабочие характеристики реагента (нанодиоксид кремния, наноуглеродные материалы, наноалмазные частицы и др.). На основе данных реагентов можно создать несколько десятков различных эмульсионных составов, подобрав при этом композицию, оптимально подходящую под то или иное месторождение.

Эффективность новых нефтевытесняющих составов подтверждена серией лабораторных экспериментов. В ходе испытаний было установлено, что новые эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти позволяют повысить коэффициент вытеснения нефти на 30 % и более.

 

Преимущества:

— повышение коэффициента вытеснения нефти на 30 % и более,

— увеличенный срок службы,

— в 2,5-3 раза дешевле импортных аналогов. 

 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ

ЗВОНИТЕ: +7-908-918-03-57

либо воспользуйтесь поиском аналогов технологий:

ПОИСК АНАЛОГОВ ТЕХНОЛОГИЙ

или пиши нам здесь...

карта сайта

Войти    Регистрация

Виктор Потехин

Поступил вопрос по выращиванию сапфиров касательно технологии и оборудования. Дан ответ.

2018-05-16 20:23:28Виктор Потехин

Поступил вопрос касательно мотор-колеса Дуюнова и мотор-колеса Шкондина, что лучше. Дан ответ.

2018-05-16 20:30:50Виктор Потехин

Поступил вопрос об организациях, которые осуществляют очистку металла от ржавчины. Дан ответ: оставляйте свои заявки внизу в комментариях. Производители сами найдут вас и свяжутся.

2018-05-17 10:35:28Виктор Потехин

Поступил вопрос касательно санации трубопровода. Дан ответ. В частности указана более инновационная технология.

2018-05-17 18:10:26Виктор Потехин

Поступил вопрос касательно сотрудничества, а именно: определения направлений развития предприятия и составления планов будущего развития. В настоящее время ведутся переговоры. Будет проанализирована исходная информация, совместно выберем инновационные направления и составим планы.

2018-05-18 10:34:05Виктор Потехин

Поступил вопрос касательно электрохимических станков. Дан ответ.

2018-05-18 10:35:57Виктор Потехин

Поступил вопрос относительно пиролизных установок для сжигания ТБО. Дан ответ. В частности, разъяснено, что существуют разные пиролизные установки: для сжигания 1-4 класса опасности и остальные. Соответственно разные технологии и цены.

2018-05-18 11:06:55Виктор Потехин

К нам поступают много заявок на покупку различных товаров. Мы их не продаем и не производим. Но мы поддерживаем отношения с производителями и можем порекомендовать, посоветовать.

2018-05-18 11:08:11Виктор Потехин

Поступил вопрос по гидропонному зеленому корму. Дан ответ: мы не продаем его. Предложено оставить заявку в комментариях для того, чтобы его производители выполнили данную заявку.

2018-05-18 17:44:35Виктор Потехин

Поступает очень много вопросов по технологиям. Просьба задавать эти вопросы внизу в комментариях к записям.

2018-05-23 07:24:36Andrey-245

Не совсем понятно. Эту батарейку можно вообще не заряжать что ли? Сколько вольт она выдает? И где ее купить? И можно ли такие соединить последовательно-параллельно, собрав нормальный аккумулятор, например, для электромобиля?

2018-08-23 10:09:48Виктор Потехин

Андрей, какую батарейку?

2018-08-24 08:33:25SergeyShef

Добрый день! Интересна вышеописанная установка. Как можно её заказать ? Какие условия сотрудничества у автора?

2018-08-27 17:07:42Виктор Потехин

Сергей, кидайте сюда ссылку на установку. Или пишите мне [email protected]

2018-08-27 18:52:14SergeyShef

Я у Вас спрашивал, как и где её можно купить?

2018-08-27 21:07:41SergeyShef

Кто изготовил тот образец, который у Вас на фото и могут ли изготавливать на заказ?

2018-08-27 21:10:05Виктор Потехин

не могу понять, что за установка. скиньте сюда ссылку

2018-08-27 23:15:16Виктор Потехин

не обладаем такой информацией

2018-08-28 21:45:17npc-ses

Добрый день! SergeyShef изделие подобное тому, что изображено в заголовке, да и в принципе любое изделие по технологии LTCC можно изготовить на нашем производстве АО "НПЦ "СпецЭлектронСистемы". Находимся в г. Москва. Можете написать мне на электронную почту [email protected]

2018-08-29 18:41:34npc-ses

На нашем производстве имеется пожалуй самый полный комплект оборудования в России, который позволяет производить 3D микросборки, в том числе по технологии LTCC, в замкнутом цикле, начиная от входного контроля материалов, всех промежуточных производственных процессов...

2018-08-29 18:47:20Djahan

КРИОГЕЛЬ ДЛЯ РОСТА И РАЗВИТИЯ РАСТЕНИЙ В НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ УСЛОВИЯХ. кто производит, как найти, чтобы купить?

2018-08-30 23:48:23Виктор Потехин

купить можно у производителя

2018-09-01 20:58:09Andrey-245

Здравствуйте, Виктор. Я задавал вопрос (2018-08-23) имелось в виду про углеродную батарейку, которая служит более 100 лет.

2018-09-18 12:15:33Виктор Потехин

вся информация, что есть по батарейке, написана в соответствующей статье.

2018-09-18 20:47:11

Для публикации сообщений в чате необходимо авторизоваться

тяжелая нефтьтрудноизвлекаемая нефтьтрудноизвлекаемые запасы нефтидобыча тяжелой нефтипереработка тяжелых нефтейнефть легкая и тяжелаятяжелые фракции нефтитяжелые металлы нефтибитумы тяжелые нефтидобыча трудноизвлекаемой нефтитяжелее нефть водатяжелая нефть россиитяжелые углеводороды нефтиплотность тяжелой нефтипродукты тяжелой нефтинефти тяжелые высоковязкиесостав тяжелых нефтейнефть и тяжелая воданефть тяжелая ценатяжелые остатки нефтинефть тяжелых сортоввязкость тяжелой нефтитяжелая нефть называетсятехнология добычи тяжелой нефтидобыча тяжелой нефти битумовнефтяные месторождения трудноизвлекаемой нефтизапасы тяжелой нефти в миренефть легче или тяжелее водыметоды добычи тяжелой нефтизапасы тяжелой нефти в россииметоды разработки тяжелых нефтей и природных битумовтермошахтная добыча тяжелых высоковязких нефтейтеплогидравлический стенд для исследования транспортиования тяжелых нефтейтрудноизвлекаемая нефть свитыболгария трудноизвлекаемые запасы нефтифизико химические свойства тяжелых нефтей рк docпереработка тяжелой нефти м каражанбасdocсамая тяжелая фракция нефтитяжелая нефть фильмсрезы трудноизвлекаемая нефтькакая нефть лучше легкая или тяжелаяметоды извлечения трудноизвлекаемой нефтитрудноизвлекаемая нефть баженовская свитапример рассеяние тяжелых газов из нефти

 

Похожие записи

Количество просмотров с 26 марта 2018 г.: 53

comments powered by HyperComments

xn--80aaafltebbc3auk2aepkhr3ewjpa.xn--p1ai

Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти преимущественно для карбонатных коллекторов неоднородно насыщенных слоистых пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет воздействия на пласт свабированием с учетом условий в скважине. Сущность изобретения: способ предусматривает установку мачты для свабирования перед началом работы в каждой скважине на ее колонном фланце с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 метра. После завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют. Скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса. Скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, эксплуатируют в режиме свабирования. Скважины, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции и ее откачки из скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти, преимущественно для карбонатных коллекторов неоднородно насыщенных слоистых пластов.

Известен «Способ периодической эксплуатации малодебитной скважины глубинно-насосной установкой» [1], заключающийся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки, - оборудованной зумпфом. При этом сначала определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта. В процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления. При увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в это пространство для поддержания затрубного давления на определенной отметке и восстановления в обоих случаях величины выбранной, рабочей депрессии на пласт.

Способ для определенных скважин с маловязкой нефтью может сыграть положительную роль и получить увеличение дебита.

Однако его использование ограничено тем, что он не учитывает вязкость пластовой нефти. Как известно, нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти характеризуются высоким содержанием асфальтосмолистых веществ, а также парафина. Они не только забивают фильтр скважины, но и забойный насос, что вызывает необходимость частых обработок термохимическими способами, что связано с дополнительными спуско-подъемными операциями для извлечения насоса.

Кроме того, для осуществления способа необходима прокладка газопровода, что также экономически невыгодно - удорожает себестоимость добычи нефти.

Известно устройство для добычи нефти [2], в описании к патенту которого приводится описание способа добычи нефти путем воздействия на продуктивный пласт свабированием с помощью установки, включающей в своем составе привод с барабаном для кабеля, с помощью которого в полость колонны насосных труб (НКТ) смонтирован поршень (сваб) с возможностью пропуска через себя скважинной жидкости и подъема ее на поверхность, и отвода ее в сборный пункт при своем возвратно-поступательном движении.

Способ предусматривает взамен традиционных глубинных насосов, спускаемых на штангах или на геофизическом кабеле центробежного насоса, использовать поршневой насос типа сваба.

Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Недостатком известного способа является то, что перевод всех многочисленных скважин на добычу нефти свабированием экономически нецелесообразно без учета геолого-технического состояния скважины и его трудноизвлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что демонтаж наземного оборудования, подъем подземного оборудования из скважины, также монтаж установки для свабирования - все эти операции занимают много времени и труда. Кроме того, продолжительные простои скважины снижают темпы добычи нефти, ухудшают добывные возможности скважины из-за необратимых процессов, происходящих при этом в призабойной зоне пласта в части ухудшения коллекторских свойств пласта, а восстановление его связано также с большими затратами времени, материальных средств и труда, привлечения технических средств.

Задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим воздействие на продуктивный пласт свабированием с целью увеличения добычи нефти или восстановления дебита малодебитных скважин.

Новым является то, что перед началом работы в каждой скважине, мачту установки для свабирования монтируют на колонном фланце скважины с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 метра, при этом после завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление - их эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса и на скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а в тех скважинах, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, их эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции ее откачки из скважины.

Другим отличием является также и то, что перед спуском в скважину свабы снабжают обратными клапанами, работающими на закрытие со стороны устья скважины.

Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображен общий вид установки для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти предлагаемым способом в работе, в частичном разрезе; на фиг.2 - сечение по А-А фиг.1.

Установка для осуществления заявляемого способа содержит мачту, выполненную из сварных трубчатых конструкций, к стойкам 1 которой жестко закреплены основания 2 и 3, верхний и нижний соответственно, выполненные в виде диска с центральным отверстием под канат 4. На верхнем основании 2 с помощью проушин 5 установлен верхний направляющий ролик 6. Нижнее основание 3 с нижним направляющим роликом 7 закреплено к колонному фланцу 8 с помощью болтового соединения. Нижний ролик щеками 9 с помощью болта 10 соединен с кронштейном 11 нижнего основания с возможностью поворота в вертикальном направлении. Кронштейн с помощью болта 12 соединен с пластиной 13, которая болтами 14 и 15 и распорными втулками 16 соединена с нижним основанием 3 мачты с возможностью горизонтального поворота. Таким образом, нижний ролик установлен с возможностью ориентации относительно барабана с канатом 4 лебедки, имеющей в своем составе также редуктор и электродвигатель (лебедка не изображена). Надежную устойчивость мачты обеспечивают стяжки 17.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Сначала определяют количество скважин на данном месторождении нефти, подлежащих свабированию. Таких скважин, ожидающих стимуляции, могут быть десятками, сотнями и более, включая и вышедших в тираж, в зависимости крупного или мелкого данного нефтяного месторождения.

Перед началом работы в скважине мачту высотой не менее 3-4 м, описанной выше установки для свабирования вмонтируют с помощью болтового соединения на колонном фланце скважины (см. фиг.1), а низ сваба снабжают обратным клапаном, работающим на закрытие со стороны устья скважины. Лебедку установки снабжают блоком управления с двухцикличной программой и настройкой на оптимальный режим работы (блок управления не изображен). Затем канат 4 пропускают через нижний и верхний направляющие ролики 6 и 7 и его конец закрепляют к свабу с грузом (сваб не показан). Затем барабан освобождают от тормоза и он начинает вращаться, разматывая канат, и тем самым, опуская сваб в колонну НКТ 18 под собственным весом. При необходимости для ускорения спуска сваб снабжают грузом. При достижении свабом статического уровня жидкости скважины его клапан открывается, и жидкость начинает поступать в полость колонны НКТ. По мере перемещения сваба до необходимой глубины по заданной программе имеющаяся в скважине жидкость заполняет полость колонны НКТ. Далее по программе блока управления электродвигатель лебедки включается, редуктор лебедки начинает вращать барабан в обратном направлении - происходит подъем сваба. При перемещении сваба вверх клапан под весом жидкости закрывается и жидкость, находящаяся над свабом, поступает через выкидной патрубок 19 устьевой арматуры в транспортирующую жидкость линию или емкость. После достижения свабом верхней точки подъема программа блока управления отключает электродвигатель. Сваб под своим весом и груза снова начинает перемещаться вниз, и цикл повторяется по стимуляции пласта скважины, продолжительность которой длится иногда до месяца и более.

По мере завершения работы в одной скважине работы по свабированию могут вестись параллельно и в нескольких скважинах, их в зависимости от полученных результатов последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличения дебита или его восстановление их переводят на эксплуатацию в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с помощью глубинных насосов, и на скважины, в которых получены высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи - их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а в тех скважинах, в которых не получены положительные результаты в изменении дебита в сторону увеличения, их эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции и ее откачки из скважины.

По окончании работы во всех запланированных скважинах данного нефтяного месторождения далее переходят и на другие, или аналогичные работы проводят параллельно.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.

Использование изобретения на нефтяных промыслах обеспечивает оптимизацию разработки нефтяных пластов, сокращение затрат времени и материалов за счет других дорогостоящих видов обработки пластов для их стимуляции, а также сокращение трудовых затрат.

Источники информации

1. Пат. РФ №2193648, 7 Е 21 В 43/00, БИ №33, 2002 г.

2. Пат. РФ №2172391, 7 Е 21 В 43/00, БИ №23, 2001 г. (прототип).

1. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти путем воздействия на продуктивный пласт свабированием с целью увеличения добычи нефти или восстановления дебита малодебитных скважин, отличающийся тем, что перед началом работы в каждой скважине мачту установки для свабирования монтируют на колонном фланце скважины с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 м, при этом после завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, их эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом, с использованием глубинного насоса, и на скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а скважины, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции ее откачки из скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед спуском свабов в скважину их снабжают обратными клапанами, работающими на закрытие со стороны устья скважины.

www.findpatent.ru

Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Scientific providing of new development technologies of oil fields with hardly extractable reserves

D. KRYANEV, S. ZHDANOV, the A.P. Krylov VNIIneft JSC

Наряду с увеличением добычи нефти все более обращают на себя внимание и тревожные тенденции в нефтегазовом секторе страны: снижение объемов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов, переход большинства крупных месторождений в позднюю стадию разработки.

In the country’s oil-gas sector alarm tendencies attract attention: decreasing of increment volumes of oil reserves, quality worsening of remainder-remnant reserves, transition of majority of great fields to later phase of development.

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

Рис. 1. Динамика трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России

Из рис. 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 [1].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 [2]. 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.

Рис. 2. Объемы финансирования НИОКР на одного исследователя, тыс. долл.[4]

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 [3]. Рассматривая более широко проблему научного обеспечения создания новых технологий, отметим необходимость участия в ее финансировании как государства так и бизнеса. В связи с этим приведем данные, предоставленные в [4]. Можно видеть (рис. 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 [5], 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).

Рис. 3. Количество зарегис

burneft.ru

Перспективы добычи трудноизвлекаемой нефти в Аргентине - Бурение и Нефть

PERSPECTIVES FOR TIGHT OIL PRODUCTION IN ARGENTINA

S. ZOLINA, Primakov Institute of World Economy and International Relations RAS

Рассматриваются возможности и ограничения добычи нефти сланцевых формаций в Аргентине – единственной стране вне Северной Америки, которая смогла добиться рентабельной добычи трудноизвлекаемой нефти.

Discusses the possibilities and limits of tight oil production in Argentina, the only country outside of North America, which managed to achieve economic extraction of crude oil from shale plays.

«Революция сланцевой нефти» в США развернула вспять тенденцию снижения американской нефтедобычи и запустила глубокую перестройку мирового рынка нефти. Помимо США значительными ресурсами нефти из труднопроницаемых пластов обладают десятки стран. Одним из потенциальных кандидатов на роль крупного продуцента легкой сланцевой нефти считается Аргентина. Однако насколько обоснованы эти расчеты?В 2014 г. коммерческая добыча легкой трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых пластов осуществлялась только в трех странах мира – США, Канаде и Аргентине (рис. 1). При этом Аргентина находится на самом начальном этапе освоения сланцевых формаций – добыча трудноизвлекаемой нефти здесь составила всего около 20 тыс. баррелей в день [1]. С точки зрения обеспеченности ресурсами трудноизвлекаемой нефти Аргентина входит в десятку мировых лидеров: по оценкам Администрации энергетической информации (АЭИ), занимает четвертое место в мире по объему технически извлекаемых ресурсов трудноизвлекаемой нефти после России, США и Китая (рис. 2). Технически извлекаемые ресурсы нефти сланцевых формаций в Аргентине составляют 27 млрд баррелей, или 8% мировых ресурсов [2]. Стоит особо подчеркнуть, что до того момента, пока в каждой стране, богатой сланцевыми залежами, не пробурено несколько сот разведочных скважин, не созданы алгоритмы вероятностной оценки запасов, эти и другие подобные оценки носят сугубо предварительный характер.Комплекс разнородных факторов позволяет ожидать, что Аргентина, в прин­ципе, способна нарастить добычу труд­ноизвлекаемой нефти в сравнительно короткие сроки. Во-первых, из-за отставания собственно добычи от роста потребления нефти и газа стране приходится во все возрастающих объемах импортировать углеводороды, что ложится тяжелым грузом на внешнеторговый и платежный балансы и подрывает всю конструкцию экономического роста. В 2013 – 2014 гг. отрицательный баланс внешней торговли энергоносителями достигал 6 – 7 млрд долларов в год. Увеличение собственной нефтедобычи улучшит внешнеторговый и платежный балансы и ослабит давление на обменный курс национальной валюты.

Во-вторых, будучи одной из самых «старых» нефтедобывающих стран – добыча нефти началась здесь в 1865 г. – Аргентина обладает достаточно развитой нефтегазовой

Аргентина входит в десятку мировых лидеров: по оценкам Администрации энергетической информации (АЭИ), занимает четвертое место в мире по объему технически извлекаемых ресурсов трудноизвлекаемой нефти после России, США и Китая.

промышленностью, определенными технологиями и национальными «ноу–хау» для разработки неко­нвенциональных углеводородов. В-третьих, по таким характеристикам, как концентрация общего органического углерода, толщина продуктивного пласта, пластовое давление, аргентинская сланцевая формация Vaca Muerta схожа с активно разрабатываемыми американскими плеями Haynesville, Marcellus, Eagle Ford и Wolfcamp (табл. 1). Особо следует выделить то, что значительно бóльшая по сравнению с крупнейшими американскими сланцевыми формациями толщина продуктивного пласта позволяет эффективно применять, по крайней мере на начальном этапе, хорошо изученную и менее капиталоемкую по сравнению с горизонтальными скважинами технологию вертикального бурения.

По оценкам YPF, издержки на бурение одной горизонтальной скважины на формации Vaca Muerta в среднем составляют 13 – 14 млн долларов, на крупнейших американских формациях Bakken и Eagle Ford – 4 – 5 млн долларов на скважину.

В-четвертых, такие критически важные характеристики формации Vaca Muerta, как достаточность водных ресурсов, плотность населения, характер рельефа местности, расположение вблизи центров нефтепотребления и степень развитости инфраструктуры, делают привлекательным развитие сектора неконвенциональных углеводородов. Так, плотность населения в провинции Neuquen составляет всего 5,9 человека на квадратный км [4]. Здесь уже создана развитая транспортная инфраструктура, например, система газопроводов протяженностью 18 тыс. миль, соединяющая нефтегазоносный бассейн Neuquen с развитыми экономическими центрами и транспортными хабами Буэнос-Айрес и самым глубоководным портом в стране Баия-Бланка, позволяющим экспортировать углеводороды в соседние страны Латинской

Америки. Немаловажно и то, что за более чем 90-летнюю историю добычи конвенциональных углеводородов в Аргентине территория Neuquen достаточно хорошо изучена в геологическом отношении. Правительство Аргентины проводит активную политику по разработке сланцевых формаций. Цент­ральным элементом этой политики является привлечение в сектор иностранных компаний, создание максимально благоприятных условий для их деятельности. Основным типом контракта с иностранными компаниями по разработке неконвенциональных нефти и природного газа является концессия, оператором которой, как правило, выступает национальная государственная компания Аргентины YPF. На таких условиях в стране уже работают американские Chevron, Dow Chemical и Exxon Mobil, европейские Total и Wintershall (табл. 2). Проекты находятся на ранних этапах реализации, но в случае нахождения крупных запасов углеводородов предусматривают достаточно крупные инвестиции. По данным консалтинговой компании Rystad Energy, все эти концессионные участки находятся в наиболее продуктивных частях формации Vaca Muerta, что повышает шансы проектов на успех.Соглашения о намерениях или меморандумы о сотрудничестве в сфере добычи неконвенциональных углеводородов с YPF подписали либо готовятся подписать малазийская Petronas, итальянская Eni, российский Газпром, китайская Sinopec и мексиканская Pemex, что свидетельствует о растущем интересе к разработке нефти низкопроницаемых пластов в Аргентине.

Важное направление государственной политики – создание в секторе неконвенциональных углеводородов благоприятного бизнес-климата. В октябре 2014 г. в федеральный Закон об углеводородах 1967 г. были внесены поправки, разграничившие на законодательном уровне понятия «конвенциональные» и «неконвенциональные углеводороды». Для последних максимальные сроки действия концессионных соглашений увеличены с 10 до 35 лет с возможной пролонгацией еще на 10 лет при условии исполнения компаниями всех обязательств и наличии долгосрочного инвестиционного плана. Максимальный срок действия лицензий на геологоразведку на низкопроницаемых пластах установлен в 13 лет.

Соглашения о намерениях или меморандумы о сотрудничестве в сфере добычи неконвенциональных углеводородов с YPF подписали либо готовятся подписать малазийская Petronas, итальянская Eni, российский Газпром, китайская Sinopec и мексиканская Pemex, что свидетельствует о растущем интересе к разработке нефти низкопроницаемых пластов в Аргентине.

Привлечение иностранных компаний, обладающих передовыми технологиями, приносит свои плоды в виде снижения производственных издержек. Например, в 2014 г. издержки по бурению одной вертикальной скважины на формации Vaca Muerta снизились по сравнению с уровнем 2011 г. на 31% – до 7,6 млн долларов, а число дней, требуемых для бурения вертикальной скважины, сократилось на 43% – до менее 25 дней [5] (рис. 3).

Особенно значимыми для компаний в секторе неконвенциональных углеводородов являются следующие меры поддержки со стороны аргентинского правительства: снижение в июле 2013 г. импортных пошлин на нефтегазовое оборудование с 35% до нуля для специализированных нефтяных и газовых буровых установок и до 14% для прочего оборудования; снижение в октябре 2014 г. ставки экспортной пошлины на нефть до 13% при цене нефти в 80 долл. за баррель, 11,5% – при цене нефти ниже 75 долл. за баррель, 10% – при цене нефти ниже 70 долл. за баррель. Причем при осуществлении компанией инвестиций в размере 250 млн  долларов за трехлетний период 20% продаваемой на экспорт нефти полностью освобождается от экспортной пошлины [6].

Специфической формой поддержки нефтедобывающих компаний в Аргентине является фиксация цены нефти, реализуемой на внутреннем рынке. В январе 2015 г. цена нефти сорта Medanito, являющейся бенчмарком для внутреннего рынка, была установлена на уровне 77 долл. за баррель. Возможны ситуации, когда внутренняя цена нефти в Аргентине превышает цену мировых бенчмарков.

Еще больший разрыв демонстрируют издержки по гидроразрыву пласта: в Аргентине они пока в 8 раз выше, чем в США из–за использования проппанта (песка) из США и Бразилии.

Несмотря на все вышесказанное, относительно перспектив добычи трудноизвлекаемой нефти в Аргентине сохраняется высокая неопределенность. Главный фактор этой неопределенности – перспективность использования на аргентинских сланцевых формациях технологии горизонтального бурения. На настоящий момент на формации Vaca Muerta пробурено весьма ограниченное число пробных горизонтальных скважин, предназначенных, главным образом, для тестирования технологии и буровых установок.Несмотря на значительное сокращение затрат, издержки бурения даже вертикальных скважин на аргентинских сланцевых формациях в разы превышают издержки бурения горизонтальных скважин на основных сланцевых формациях США. По оценкам YPF, издержки на бурение одной горизонтальной скважины на формации Vaca Muerta в среднем составляют 13 – 14 млн долларов, на крупнейших американских формациях Bakken и Eagle Ford – 4 – 5 млн долларов на скважину [7]. Еще больший разрыв демонстрируют издержки по гидроразрыву пласта: в Аргентине они пока в 8 раз выше, чем в США [6]. Вплоть до настоящего времени при гидроразрыве пласта в Аргентине используется дорогостоящий импортный проппант (песок) из США и Бразилии [6]. Перейти на собственный проппант предполагается только в 2016 г. В отличие от США, в Аргентине отсутствует высококонкурентный сектор, представленный небольшими независимыми компаниями, нацеленными на постоянное снижение издержек. В ситуации снижения цен на нефть и их возможной стабилизации на пониженных уровнях на несколько лет аргентинская модель освоения сланцевых формаций через концессионное взаимодействие национальной государственной компании YPF и иностранных компаний может оказаться неэффективной. Уже есть примеры сбоев этой модели. Так, Dow Chemicals, закончив пилотную стадию разработки участка El Orejano, в условиях низких цен на нефть отложила инвестиции в его разработку.

В ситуации снижения цен на нефть и их возможной стабилизации на пониженных уровнях на несколько лет аргентинская модель освоения сланцевых формаций через концессионное взаимодействие национальной государственной компании YPF и иностранных компаний может оказаться неэффективной.

 

Нельзя сбрасывать со счетов и макроэкономические риски ведения бизнеса в Аргентине. Годовая инфляция в стране достигает 30%. На конец 2014 г. аргентинский песо обесценился относительно доллара на 29% по сравнению с началом года, а за первые восемь месяцев 2015 г. – еще на 9%. Это существенно затрудняет прогноз платежеспособного спроса на нефть и нефтепродукты. Иностранные компании, в принципе, защищены от инфляции и ослабления аргентинской валюты, но в таких условиях встает вопрос об экономической целесообразности разработки сланцевых залежей для самой Аргентины.С учетом вышеизложенных факторов уместно ожидать, что к 2020 г. добыча сланцевой нефти в Аргентине вряд ли превысит 0,1 – 0,15 млн баррелей в день.

1. EIA. Shale gas and tight oil are commercially produced in just four countries [Электронный ресурс] URL: http://www.eia.gov/

burneft.ru