Новые методы увеличения нефтеотдачи

1.3. Новые методы увеличения нефтеотдачи

Другим фактором, обеспечившим относительно лучшие показатели по использованию пробуренного фонда скважин в «Сургутнефтегазе», «Татнефти», «Удмуртнефти» и ЛУКОЙЛе, является широкомасштабное применение современных технологий повышения эффективности разработки месторождений. К ним относятся: бурение горизонтальных стволов (в том числе из старых скважин), глубокопроникающий гидроразрыв пластов, вторичная перфорация с более глубоким проникновением в пласт, различные методы физико-химического воздействия на призабойную зону пласта и т.д. Эти технологии позволили практически в 2 раза увеличить дебит новых скважин, 10.8 т/сут в 1994 г. до 18.3 т/сут в 1997 г., а на «старом» фонде скважин получить приросты дебитов, превосходящие дебиты новых скважин при кратно меньших затратах.

На ближайшие 15-20 лет увеличение нефтеотдачи пластов приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития нефтедобычи в России.

• 1.4. Ввод новых месторождений

За период с 1991 по 1998 г. в России было введено в эксплуатацию 251 нефтяное месторождение. Добыча нефти по всем введенным месторождениям в 1999 г. составила 15.5 млн.т.

С 1993 г. темпы ввода в разработку и освоение новых месторождений резко возросли, добыча нефти по ним быстро нарастала. Это было связано с принятием в марте 1993 г. Постановления Правительства РФ №180 «Об обеспечении ввода в разработку новых месторождений в 1992-1995 гг.», которое предоставило предприятиям ряд льгот. С 1996 г. это Постановление не действует, и освоение новых месторождений ведется неудовлетворительно.

В предстоящем периоде с 2000 по 2015 гг. планируется ввести не менее 242 месторождений и обеспечить добычу из них в 2005 г. 17.4 млн.т. нефти, что составит 4.8% общей добычи нефти и газового конденсата по России. В 2010 г. добыча нефти по новым месторождениям должна составить 59.2 млн.т.(15.7% общей) и в 2015 г. – 72.1 млн.т.(20.7% общей).

• 1.5. Прогноз добычи нефти и газового конденсата

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут достичь в 2010 и 2020 г. соответственно 335 и 350 млн.т. При неблагоприятных условиях, низкие мировые цены и сохранение действующих налоговых условий, эти показатели достигнуты не будут.

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири. Всего на Восток России (включая Дальний Восток) к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

С 2000 г. планируется введение гибкой системы налогообложения недропользователей и предусматривается все месторождения, разрабатываемые по закону «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», уже в 2000 г. перевести на условия СРП.

К настоящему времени специальными федеральными законами разрешено заключать такие соглашения по 56 нефтегазовым объектам, в том числе 43 месторождениям и 13 перспективным участкам недр. Десять таких объектов находятся на европейском Севере, 13 – в Урало-Поволжье, 23 – в Западной Сибири, 1 – в Восточной Сибири, 9 – на Дальнем Востоке.

Наиболее крупными проектами СРП являются: Самотлорский (Тюменская нефтяная компания), Красноленинский, Федоровский, Приобский – в Западной Сибири, Ромашкинский – в Урало-Поволжье, Усинский – в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Юрубченский – в Восточной Сибири, Сахалин-1 и Сахалин-2 – на шельфе острова Сахалин. Эти проекты включают 6 месторождений.

Запасы нефти на объектах СРП, утвержденных Государственной Думой, приурочены, главным образом, к малодебитным низкопроницаемым коллекторам; нефтегазовым залежам со сложными горно-геологическими условиями; истощенным залежам и месторождениям, удаленным от действующих коммуникаций и расположенным в районах со сложными природно-климатическими условиями. Освоение таких запасов невозможно без применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств и связано не только с увеличением затрат, но и с повышенным риском.

Таким образом, сегодня нефтегазовые объекты, утвержденные и планируемые к утверждению в качестве объектов СРП, в том числе объекты уже действующих проектов, составляют перечень из 113 месторождений и перспективных участков недр.

Суммарные запасы углеводородов объектов с выявленной промышленной нефтегазоносностью, включенных в этот перечень, составляют по нефти 8.9 млрд. т., по газу – 6.7 трлн.м³.

Наибольшее число объектов СРП находится в Западной Сибири – 46 и на европейском Севере – 23; в Урало-Поволжье, Дальневосточном и Восточно-Сибирском регионах – соответственно 20, 17 и 7.

При этом 80 объектов СРП расположены в районах Крайнего Севера и на приравненных к ним территориям, 13 – на шельфе морей. Таким образом, географически объекты СРП сконцентрированы в основном в районах с экстремальными природно-климатическими условиями (шельфы, Крайний Север), характеризующихся низкой степенью промышленного освоения и неразвитой инфраструктурой.

В перечень месторождений, освоение которых предполагается на условиях СРП, включены в первую очередь наиболее значительные по начальным запасам, но находящиеся в стадии падающий добычи уникальные (9) и крупные (47) месторождения. К ним приурочено 95% текущих извлекаемых запасов.

Подавляющая часть объектов СРП – нефтяные месторождения (62%). Значительное число нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (37%) характеризуется чрезвычайно сложными условиями извлечения нефти, залегающей в виде оторочек подгазовых залежей (Федоровское, Лянторское, Северо-Комсомольское, Комсомольское и другие месторождения) – эффективная разработка этих месторождений требует применения современных технологий. Единственное газоконденсатное месторождение (Штокмановское) находится на шельфе Баренцева моря.

Разрабатываемые месторождения (с суммарными запасами нефти 6.8 млрд.т.) составляют 45% общего числа месторождений СРП; подготовленные к разработке (с запасами 0.8 млдр.т. – 31%; разведываемые (с запасами 1.3 млдр.т.) – 24%. Участки недр, находящиеся в стадии поисков и с оцененными перспективными и прогнозными ресурсами, составляют 14% общего числа объектов СРП.

Разрабатываемые месторождения представлены в основном двумя группами: поздней стадии разработки (41% - Самотлорское, Ромашкинское, Федоровское и др.) и ранней (48% - Приобское, Комсомольское, Харампурское, Тянское и др.). Большинство разрабатываемых крупных и уникальных месторождений характеризуется высокой степенью выработанности и обводненности продукции. В то же время их доля в суммарном объеме добычи нефти соответствующего региона (Самотлорское – в Ханты-Мансийском АО, Ромашкинское – в Республике Татарстан) достаточно велика и они характеризуются значительными остаточными запасами углеводородов, относящимися к категории трудноизвлекаемых. Перевод этих месторождений на условия СРП позволит не только продлить период рентабельной разработки и добыть дополнительное количество нефти, но и решить задачу сохранения жизнедеятельности соответствующих городов и поселков.

Из значительного числа проектов, по которым уже длительное время ведется работа по подготовке и заключению соглашений, к началу 2000 г. удалось довести до стадии подписания лишь Самотлорский. Остальные находятся в различных степенях готовности. Длительные сроки подготовки соглашений, обусловленные громоздкой узаконенной процедурой, осторожностью и высокими требованиями российских федеральных и особенно региональных участников переговорного процесса, а также жесткой позицией инвесторов, особенно иностранных, ведут к прямым существенным потерям как в добыче нефти, так и в поступлениях в бюджеты различных уровней. Например, лишь по Самотлорскому проекту из-за годичной задержки с подписанием соглашения в 1999 г. не было добыто 700 тыс. т. нефти.

Суммарные прогнозируемые доходы государства только от реализации проектов Сахалин-1 и Сахалин-3 оцениваются в 77 млрд. дол.; примерный объем капитальных вложений – в 25 млрд. дол.

Для всех объектов, разрабатываемых при действующей налоговой системе (ДНС), технологические и экономические показатели добычи нефти могут быть улучшены при переходе на условия СРП независимо от геолого-физических параметров месторождения и стадии разработки: увеличиваются текущая и накопленная добыча нефти, увеличивается доход государства, возрастает инвестиционный потенциал. Значительная часть объектов, разработка которых нерентабельна при ДНС, может эксплуатироваться эффективно на условиях СРП.

При реализации проектов СРП возможная добыча нефти в 2015 г. по 56 объектам (утвержденным Государственной Думой в качестве возможных объектов СРП) прогнозируется в объеме 180-200 млн. т., а по всем планируемым 113 – 225-250 млн.т.

В ближайшие 5 лет фонд бездействующих скважин должен быть доведен до оптимальной величины, предусмотренной технологическим проектным документом.

Для обеспечения утвержденных уровней добычи нефти недропользователи предусматривают увеличение объемов эксплуатационного бурения с 5.0 млн. м (1999 г.) до 12.0 млн. м в 2005 г. и последующую стабилизацию на этом уровне до 2015 г..

• 
  
  жүктеу/скачать 3.83 Mb.
  
  Достарыңызбен бөлісу: