Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС. Увс это нефть


Новая классификация запасов УВС более достоверна

ГКЗ подвела итоги апробации новой методики оценки запасов нефти и газа.

Опасения, что в России много нерентабельных запасов, не подтверждаются. Результаты апробации новой классификации углеводородного сырья (УВС) оказались верны. Об этом Агентству нефтегазовой информации сообщил генеральный директор ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ) Игорь Шпуров.

Новая классификация УВС, введенная в России с 1 января 2016 года, сможет предоставлять более достоверные данные о запасах российских недр. «Мониторинг в оперативном режиме показал, что уровень технологических запасов не меняется, но корректируются показатели по отдельным месторождениям. Таким образом, фиксируются более достоверные данные, -отметил Шпуров. По его словам, принципиальных изменений по балансу нет. Рентабельные запасы, как и при апробации, составляют около 70%. Выявляются низкорентабельные месторождения, но их не так много. «Опасения, что после классификации обнаружится большой объем нерентабельных залежей – не подтверждаются, - заявил гендиректор ГКЗ.

Сейчас приняты все нормативно-методические документы, в том числе правила разработки и методические рекомендации по проектированию. «Правила разработки приняты государством впервые в постсоветской истории. И это не просто рекомендации, это документ, которым должны пользоваться компании при разработке месторождений. С одной стороны, он позволяет государству следить за рациональным использованием недр, с другой стороны – устанавливает правила игры, исключая возможность административного маневрирования», - отметил Шпуров.

Новая классификация УВС отличается от ранее действовавшего документа тем, что запасы учитываются только в тот момент, когда недропользователь утверждает по ним проектный документ. Данные меры позволят снизить сроки подготовки месторождения к эксплуатации. Предыдущая классификация действовала с 2001 года и была разработана на основе классификации запасов и ресурсов, принятой в СССР в 1980-х гг. Российская система значительно отличалась от международных стандартов SPE-PRMS и SEC и основывалась исключительно на анализе геологических признаков, не учитывая экономических факторов разработки месторождений. Переход на новую классификацию запасов нефтегазовыми компаниями в РФ будет осуществляться в течение шести лет: планируется, что в этот срок компании должны предоставлять информацию о рентабельных запасах на своих месторождениях.

Ввод новой классификации УВС в 2015 году вызвал дискуссии в отрасли, поэтому после официального ввода классификации, ГКЗ начала проводить специализированные встречи. В течение года комиссия провела около 20 семинаров. «Мы рассказывали об особенностях применения новой классификации, на практических примерах разбирали некоторые сложные ситуации и отвечали на вопросы представителей компаний. Эту практику мы продолжим и в будущем», - сказал генеральный директор ГКЗ.

nangs.org

Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС - 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

New enhanced oil recovery technologies in design documents of the central reserves commission, federal agency for subsoil USE (Rosnedra)

V. SHELEPOV, VNIGNI

В последнее время в России и в мире наблюдаются небольшие объемы прироста запасов за счет геологоразведочных работ, уже не восполняющие объемы добытой нефти, а также ярко выражена тенденция ухудшения структуры и качества нефтяных ресурсов. По мере выработки запасов нефти на месторождениях, открытых и введенных в разработку еще в прошлом веке, растет доля запасов, относящихся к категории трудноизвлекаемых.

Lately, discovery additions in Russia and other countries of the world are insignificant, and the issue of oil recovery factor improvement becomes more and more vital.

Проект – не догма, а руководство к действию

Если в прошлом веке заводнение как метод воздействия на нефтяной пласт отвечало задачам развития добычи нефти в стране, то сейчас, с вводом в разработку все большего количества трудноизвлекаемых запасов, необходимость внедрения принципиально новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи стала очевидной для всех.Поскольку заводнение пока остается одним из ведущих методов разработки, важным направлением работ является повышение его эффективности за счет различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах, а также дополнительных гидродинамических методов воздействия (гидроразрыва пласта (далее – ГРП), горизонтальных скважин, системного воздействия и других). Не менее важным направлением повышения эффективности нефтеизвлечения является использование методов воздействия, основанных на других, более эффективных вытесняющих агентах (тепловые, газовые, физико-химические методы), – «третичные» или «современные» методы увеличения нефтеотдачи.Проектный документ является неотъемлемой частью лицензионного соглашения на разработку нефтяного месторождения и обязателен для исполнения недропользователем. Поэтому содержание в проектном документе новых передовых технологий и систем разработки является одним из действенных механизмов внедрения в практику разработки нефтяных месторождений достижений научно-технического прогресса. Таким образом, проектирование систем разработки с применением новых технологий повышения нефтеотдачи пластов является наиболее ответственным этапом в освоении месторождений УВС.Величина коэффициента нефтеотдачи в различных странах, по имеющимся данным, разнится весьма значительно. По данным зарубежной печати, сейчас средняя проектная нефтеотдача в мире составляет около 30%, а по месторождениям США – около 39%. Средний проектный коэффициент нефтеотдачи, по данным ГКЗ, по России сейчас составляет 38,6%. Вместе с тем величина КИН существенно изменяется по разным месторождениям и даже пластам, в зависимости от конкретных геолого-физических условий каждого из 2747 разрабатываемых в стране месторождений. В последние годы Центральная комиссия, нефтяные компании и проектные организации страны повышают внимание к использованию новых технологий нефтеизвлечения на стадии выполнения проектных документов. Это касается как совершенствования систем заводнения, увеличения объемов и технологий геолого-технологических мероприятий (далее – ГТМ), применения гидродинамических методов воздействия, так и (правда, в меньшей степени) «третичных» методов увеличения нефтеотдачи. Это приводит к дополнительному приросту извлекаемых запасов и увеличению КИН.

Резервы нефтеизвлечения

Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных ЦКР в 2005 – 2010 гг., показаны на табл. 1. Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд тонн.В объемах текущей добычи нефти значительную долю составляют мероприятия по повышению эффективности нефтеизвлечения. В основном они направлены на повышение эффективности процесса заводнения (рис. 1). По материалам, представленным организациями нефтяных холдингов по каждому разрабатываемому месторождению (в рамках ежегодной отчетности фактического выполнения принятых решений по проведению ГТМ, использованию новых методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти) за 2010 г., дополнительно добыто 117 млн тонн нефти, что составляет 27% от всего объема добычи нефти по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за этот год. Тогда как в докризисном 2007 г. эти показатели были значительно выше показателей кризисных 2008, 2009 и 2010 гг. Объемы дополнительной добычи в 2007 г. достигали 146 млн тонн, что составляло 33% от общей добычи (438,4 млн тонн) по этим организациям.

Табл. 1. Прирост начальных извлекаемых запасов. По материалам ПД на разработку месторождений УВС, рассмотренных Центральной комиссией в 2005–2010 гг.

Рис. 1. Объемы базовой добычи (внизу графика) и дополнительно добытой нефти (в середине графика) в своде по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти за 2001-2015 гг.

Интересны диаграммы (рис. 2), демонстрирующие объемы дополнительно добытой в 2010 г. нефти за счет ГТМ, методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти (верхняя диаграмма), а также количество проведенных операций (средняя диаграмма) и среднюю технологическую эффективность их проведения (нижняя диаграмма). По объемам дополнительно добытой нефти, полученной за счет реализации ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи, лидирующие позиции, как и ранее, занимают операции по проведению гидроразрыва пласта. За счет ГРП в 2010 г. дополнительно добыто 45,2 млн тонн нефти, что составляет 37% от всего объема дополнительной добычи по крупным нефтяным компаниям России. Затем следует зарезка вторых стволов – 20 млн тонн (17%) и бурение горизонтальных скважин – 18,4 млн тонн (16%). Свыше 9,5 млн тонн (8%) компаниями дополнительно добыто за счет потокоотклоняющих технологий, 6,7 млн тонн (6%) – за счет физико-химических и 3,2 млн тонн – за счет нестационарного заводнения. И совсем мало – за счет тепловых, газовых и микробиологических методов: по 0,5; 0,2; 0,1 млн тонн соответственно. За счет прочих методов (лидерами по количеству проведенных операций в 2010 г. (31% от всего объема) являются перфорационные методы, переводы на другой объект и др.) дополнительно добыто 13,6 млн тонн, что составило 12% от всего объема дополнительной добычи нефти по крупным отечественным нефтяным компаниям. На месторождениях крупных нефтяных компаний РФ наибольшее распространение (без учета «прочих методов») – по состоянию на 01.01.2010 г. – получили физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта – 7245 (22% от всего количества проведенных операций), гидроразрыв пласта – 6574 (20%) и потокоотклоняющие технологии – 5689 (20%). С каждым годом увеличиваются объемы проведенных операций по зарезке боковых стволов – 1518 (5%) и бурению горизонтальных скважин – 578 (2%), которые дают значительное увеличение нефтеотдачи.

Рис. 2. Средняя технологическая эффективность (тыс.т/скв-опер), дополнительная добыча нефти (млн тонн) и количество проведенных операций по внедрению методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний Российской Федерации в 2010 г.

По факту в 2010 г. наибольшую технологическую эффективность показали следующие методы: бурение горизонтальных скважин – 31,8 тыс. т/скв.-опер. и тепловые методы – 15,6 тыс. т/скв.-опер. Высокая эффективность была достигнута при реализации зарезки боковых (вторых) стволов – 13,2 тыс. т/скв.-опер. и проведении гидроразрыва пласта – 6,9 тыс. т/скв.-опер. Показатели средней технологической эффективности физико-химических методов оказались крайне низкими: всего 0,9 тыс. т/скв.-опер. И это при том, что они лидировали по количеству проведенных в 2010 г. операций – 22% от общего объема. Средняя технологическая эффективность от проведения потокоотклоняющих технологий и газовых методов составила – 1,7 и 0,6 тыс. т/скв.-опер. соответственно; от закачки композиции БП-92 – 0,4.

Технологии-лидеры и аутсайдеры

Лидерами по количеству дополнительно добытой нефти являются гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, бурение боковых стволов и т. д. Гидроразрыв пласта по своим технологическим возможностям является наиболее эффективным методом, применяемым при разработке пластов с очень низкими фильтрационно емкостными характеристиками, и выступает не только как способ интенсификации добычи нефти, а по существу как способ разработки низкопроницаемых коллекторов, как способ повышения нефтеотдачи.Анализ результатов применения ГРП позволяет рассматривать этот процесс также как инструмент регулирования процесса разработки месторождения. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и разрабатывать его наилучшим образом. Особенно эффективно проектирование разработки с использованием ГРП на начальной стадии эксплуатации месторождения с пластами низкой проницаемости. Примером применения ГРП в промышленных масштабах является Сев

burneft.ru

О роли и эффективности малых и средних предприятий в воспроизводстве минерально-сырьевой базы УВС - Бурение и Нефть

Regarding the role and performance of small and medium enterprises in the reproduction of the mineral resource base of hydrocarbons

A.KONSHIN, MGRI-RGGRU

В мировой практике малые и средние предприятия вносят заметный вклад в пополнение нефтяных и газовых ресурсов и решение задач, стоящих перед нефтегазовой отраслью в целом. В России этот сектор развит крайне слабо в силу сложившихся традиций и условий ведения бизнеса. Выполненный сопоставительный анализ работы малых и средних предприятий показывает, что, несмотря на небольшую долю в добыче нефти и газа, они, по сравнению с крупными компаниями, демонстрируют значительно более высокую активность, результативность и экономическую эффективность геологоразведки. В условиях хронического дефицита открытий новых месторождений необходима разработка системы мер государственной поддержки данного сектора отрасли, способного внести существенный вклад в развитие минерально-сырьевой базы отрасли.

Globally small and medium-sized enterprises contribute significantly to the replenishment of oil and gas resources, as well as to solving the challenges that oil and gas industry faces as a whole. Oil and gas sector in Russia is poorly developed due to existing traditions and business environment. This comparative analysis of the performance of small and medium-sized companies shows that despite their minor share in oil and gas production they, compared to large companies, demonstrate higher activity, better performance and economic efficiency of geological exploration. Given a consistently low rate of new oil deposit discoveries, a system of measures of government support for the sector is needed to facilitate the development of mineral and raw materials base.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

1. Корзун Е.В. Проблемы независимого нефтяного бизнеса России в условиях реформ / Е.В. Корзун // Проблемы прогнозирования. 2004. № 2. С. 67 – 78.2. Орлов В.П. Геология и минерально-сырьевая база в экономике России (2007 – 2014) / Российское геологическое общество. М.: Геоинформмарк, 2015. 418 с.3. Матлашов И.С. Новые ориентиры для нефтегазового комплекса: об основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Нефтегазовая вертикаль. 2007. № 3. С. 20 – 22.4. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Мамахатов Т.М. Состояние нефтяной промышленности России: добыча, переработка, экспорт // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2016. № 36. С. 41 – 51.

1. Korzun E.V. Problems of the independent oil business of Russia in the conditions of reform / E.V. Korzun. // Problems of forecasting. 2004. No. 2. Pp. 67 – 78.2. Orlov V.P. Geology and mineral resources base in the Russian economy (2007 – 2014) / Russian geological society. Moscow: Geoinformmark, 2015. P. 418.3. Matlashov I.S. New guidelines for oil and gas complex: on the main provisions of the Energy strategy of Russia for the period till 2020 // Neftegazovaya vertical. 2007. No. 3. Pp. 20 – 22.4. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., Mamachatov T.M. The state of the Russian oil industry: extraction, processing, export. // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2016. No. 36. Pp. 41 – 51.

Комментарии посетителей сайта

burneft.ru