Трудноизвлекаемая нефть — будущее нефтяной отрасли. Выработанность месторождений нефти


Трудноизвлекаемая нефть - будущее нефтяной отрасли

В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.

Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США.  Добыча этого ресурса  в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели  могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже  относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все  шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество  же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США.  Именно «нетрадиционная» нефть  сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.

Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она  требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.

Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов  при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога  работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.

События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей  в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности  занимал первое место. Мы добывали  11,4 баррелей в сутки.

В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.

Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это  запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это  места в Карском и Баренцевом морях, это  многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.

На «трудных» месторождениях  уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской  Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений  Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.

У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает.  В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий,  эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.

Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.

Баженовское месторождение (Фото: A. Rudakov/Bloomberg)

Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8.  В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.

«Те законы, которые уже приняты, – это первый, примитивный подход к стимулированию добычи «трудноизвлекаемой»  нефти. По мере попыток ее добычи мы будем видеть, какие встречаются трудности, в том числе с гидроразрывом пласта и другими технологиями, которые будут применяться», — сказал заместитель председателя комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный.

По мнению аналитика Антона Федотова, Bank of America Merill Lynch, «беспрецедентная скорость, с которой в России были приняты налоговые изменения в сфере добычи трудноизвлекаемых запасов, а также масштаб этих изменений показывают, что правительство РФ серьезно относится к проблеме падения добычи нефти в стране. Власти продемонстрировали свою заинтересованность в том, чтобы дать нефтяной отрасли действенный механизм увеличения добычи в ближайшие годы».

Сегодня, когда мир предпринимает попытки разобраться с положительными и отрицательными последствиями в освоении углеводородных ресурсов, наша страна может стать мировым лидером в этой сфере. Главное здесь для России – разумные инвестиции в экономически и экологически обоснованную политику при освоении ее огромных запасов в сфере нефти и газа.

Еще по этой теме

Метки: 2014 г., запасы нефти, нефтедобыча, нефтяная отрасль, трудноизвлекаемая нефть

Интересная статья? Поделитесь ей с друзьями:

novostienergetiki.ru

В России средняя выработанность разрабатываемых месторождений нефти близка к 50%

В России в течение последних 15 лет отмечается негативная тенденция по воспроизводству минерально-сырьевой базы и прежде всего в нефтяной отрасли. На сегодня более 75% месторождений нефти вовлечены в промышленное освоение, и при этом их средняя выработанность приближается к 50%. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет разведочных работ существенно меньше ее добычи и списания запасов. Об этом говорится в резолюции заседания комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию ТЭК по вопросу: "О повышении эффективности использования недр", состоявшегося 26 мая 2006 г.

Пытаясь преодолеть эту тенденцию, Минприроды России подготовило программу, выполнение которой предполагает увеличить прирост запасов нефти за 15 лет, начиная с 2005 г., до 6,435 млрд тонн и обеспечить до 2020 г. добычу нефти на уровне 500-550 млн тонн ежегодно. Программа предусматривает, что на открытие 1 тонны углеводородного сырья должно быть затрачено свыше $5. Однако прогнозы института геологии нефти и газа Сибирского отделения РАН показывают, что даже при ускоренном развитии добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке даже при возможности открытия месторождений с извлекаемыми запасами в размере не менее 1 млрд тонн затраты на прирост 1 тонны извлекаемых запасов составят $10-$12.

В стране происходит снижение проектной нефтеотдачи. В последние годы она снизилась в 2 раза по сравнению с 50-ми годами и стала в 1,5 раза ниже, чем в США. В недрах остается более 70% запасов. А в целом потеряно около 15 млрд тонн потенциальных запасов. Усилилась тенденция снижения проектного коэффициента нефтеизвлечения, который в настоящее время дошел до 28%,что составляет уже на 20% меньше среднего. Это объясняется тем, что сырьевая база нефтедобычи уже много лет пополняется в основном трудноизвлекаемыми запасами, а утвержденные проекты их разработки не предусматривают применение современных методов увеличения нефтеотдачи, таких как тепловые, газовые, химические, микробиологические.

oilcapital.ru

Тема 2.5. Особенности разработки нефтяных месторождений.

Количество просмотров публикации Тема 2.5. Особенности разработки нефтяных месторождений. - 358

Извлечение нефти и газа из недр осуществляется с помощью скважин, которые являются каналом, соединяющий продуктивный пласт с поверхностью земли. Под разработкой месторождения принято понимать управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам посредством определœенного порядка размещения их на площади и регулирования баланса пластовой энергии.

Геологическое изучение месторождения позволяет определить размеры и конфигурацию залежей, контур нефтеносности, положение водонефтяных и газонефтяных контактов, мощность пласта в различных его зонах. По полученным данным подсчитываются геологические запасы нефти и газа в залежи. При подсчете прмышленных или извлекаемых запасов крайне важно знать коэффициент нефтеотдачи, который показывает, какую часть общих запасов нефти можно извлечь, применяя существующие технологии. Приближенное его значение находят по исследованию кернов или расчетным путем. Учитывая зависимость отгеологических особенностей залежей коэффициент нефтеотдачи может изменяться от 0,10 до 0,80.

Оснвными задачами проектирования разработки нефтяной залежи является определœение:

-рациональной схемы размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и порядка их ввода в работу;

-дебитов скважин на различных этапах разработки;

-сроков работы отдельных скважин и полного срока разработки.

В проекте разработки рассматривают несколько вариантов. Первый вариант рассчитывают без поддержания пластовой энергии- в режиме истощения. Альтернативные варианты рассчитывают, используя прмышленно применяемые технологии поддержания пластовой энергии, интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и достижения утвержденного коэффициента нефтеотдачи.

Основными элементами в системе разработки залежи является схема размещения скважин и их количество. На залежах с напорным режимом (перемещающийся контур нефтеносности) скважины располагаются рядами, параллельными контурам газоносности или водоносности. Расстояния между скважинами и скважинами в ряду устанавливаются при составлении проекта разработки залежи. При разработке залежей с неподвижным контуром нефтеносности (массивные с напором подошвенных вод) скважины размещают равномерной сплошной сеткой.

Первоначально скважины должны располагаться на продуктивной площади по такой сетке, которая в дальнейшем допускает ее сгущение. Уплотнение первоначальной сетки скважин следует принимать в случае, когда извлекаемая нефть оправдывает расходы по дополнительному бурению.

Независимо от механизма нефтеотдачи избыточный темп отбора приводит к пониженной суммарной нефтеотдаче, а при ограниченных темпах отбора нефти- к повышенной нефтеотдаче пласта.

На антиклинальной структуре призабойная часть скважины может иметь разную конструкцию и разное положение относительно пласта-коллектора рис 16.

Рис. 16.

При бурении нагнетательной скважины (Скв.1) пласт следует вскрывать на всю мощность, чтобы добиться высокой поглощающей способности скважины. При вскрытии пласта в районе нахождения подошвенной воды (СКВ. 2) забой эксплуатационной скважины располагают выше отметки водонефтяного контакта. В случае если в подошве пласта нет воды, пласт вскрывают на всю его мощность (Скв. 3). В случае если скважина вскрыла газовую шапку (СКВ. 4), забой оборудуется так, чтобы нефть не увлекала газ из газовой шапки.

Наилучшие условия притока флюидов в скважину дает вскрытие пласта на всю мощность без закрепления трубами. В большинстве случаев продуктивный пласт закрепляют трубами, а для пропуска нефти или газа трубы против вскрытой части пласта снабжают отверстиями. Накаждой площади можно разместить любое число скважин, однако при частой сетке области дренирования сосœедних скважин могут перекрываться, что нерационально.Излишне разреженная сетка размещения скважин также нерациональна, т.к. область дренирования каждой скважины ограничена, и в переферийных зонах будут остпваться целики с большими запасами нефти.

На заре нефтедобычи на одну скважину приходилось от0,4 до 3,0 га площади. Последующий опыт показал, что принимаемые сетки были переуплотнены. Нефтяные месторождения, введенные в разработку в последние годы, эксплуатируются сетками скважин с областью дренирования на каждую скважину от 12 до 60га.

Другим важным фактором в системе разработки месторождений является темп отбора нефти. При заданном числе скважин их средние дебиты не являются постоянными на весь период жизни месторождений и изменяются во времени исходя из энергетических пластовых факторов. Запас пластовой энергии не всœегда может обеспечить высокие темпы отбора нефти. Для улучшения условий разработки создают искусственный напорный режим. Обоснование крайне важно сти воздействия на пласт путем закачки газа или воды является одним из наиболее важных этапов проектирования системы разработки. Сами методы искусственного воздействия бывают различными как по видурабочего агента͵ таки посхеме размещения нагнетательных скважин. К каждой залежи применяется индивидуальный подход,чтобы выработка была эффективной и сточки зрения нефтеотдачи, и с точки зрения охраны недр и окружающей среды.

Для каждого варианта размещения скважин на площади проводятся гидродинамические расчёты, устанавливающую количественную связь между дебитами скважин и давлением в них. Расчетные формулы базируются на базовых законах фильтрации жидкости в пористых средах и законах взаимодействия отдельных скважин в процессе их совместной работы.

При разработке пласта нефть и газ подходат к скважинам пол радиальным направлениям. При постоянной мощности пласта и его однородном строении скорость фильтрации флюида в направлении скважины возрастает, достигая максимума на стенках скважины. Радиальный установившийся приток жидкости в скважину описывается уравнением Дюпюи, из которого следует, что пластовое давление вблизи скважины изменяется по логарифмическому закону (рис. 17)

Рис. 17

Линия изменения давления показывает, что в процессе эксплуатации скважины вокруг нее образуется воронка депрессии, в пределах которой градиент давления резко возрастает по мере приближения к скважинœе.

Изменение фазового состояния и типа углеводородных залежей, происходящее в процессе их разработки, зависит от режима эксплуатации и используемых технологий. К примеру, При разработке нефтяных залежей в режиме истощения снижение пластового давления ниже давления насыщения может привести к формированию вторичной газовой шапки и переводу нефтяных залежей в газонефтяные.

В большинстве случаев запасы естественной энергии бывают ограниченными. По этой причине современная технология разработки предусматривает применение искусственных методов воздействия на пласт для восполнения пластовой энергии, расходуемой в процессе разработки.

referatwork.ru