Текущий уровень добычи на нефтяной скважине составляет 10 тонн в день
Текущий уровень - добыча - нефть
Текущий уровень - добыча - нефть
Cтраница 1
Текущий уровень добычи нефти и конечная нефтеотдача в значительной степени определяются плотностью сетки скважин. Увеличение числа скважин на залежи повышает добычу нефти и нефтеотдачу, но при этом существенно возрастают капитальные вложения. Поэтому задача об определении оптимальной плотности сетки скважин является одной из актуальнейших в нефтедобыче. Ее решение позволяет выбрать наиболее рациональную систему разработки конкретных месторождений, обеспечив планируемый текущий уровень добычи нефти при наименьших затратах и возможно более полном извлечении нефти из недр. Особо важное значение имеет правильный выбор плотности сетки при использовании новых методов воздействия на пласт, так как эффективное внедрение многих из них возможно лишь при разбурнвании залежей по достаточно плотной сетке скважин. [1]
Текущий уровень добычи нефти из нее, как видно из табл. VI.5, остается самым низким из всех залежей в объекте, хотя фонд эксплуатационных скважин на пласт СП выше, чем на пласт GUI, в 1 2 раза, выше, чем на пласт CIVa, в 2Д раза и выше, чем на пласт CIV6, в 3 4 раза. [2]
Текущий уровень добычи нефти ( 30 млн т / год) планируется удерживать до 2010 г., после чего падение добычи возобновится. [3]
Приведенные данные также показывают, что текущий уровень добычи нефти в США зависит от конъюнктуры рынка и не соответствует оптимальному уровню добычи. Поэтому для определения необходимого соотношения запасов и уровня текущей добычи нефти у нас в стране не следует широко пользоваться сопоставлениями с данными по США. Оптимальная кратность запасов добыче в СССР, как было указано выше, должна быть рассчитана на основе проектов разработки новых нефтяных месторождений и анализа разработки нефтяных месторождений, находящихся в длительной разработке. [4]
Таким образом, циклическое воздействие на неоднородные пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи за счет повышения охвата их заводнением. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности пласта ( смачиваемости), микронеоднородности, пористой среды, проницаемостной ( слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебания давления нагнетания воды и с применением процесса на более ранней стадии заводнения. [6]
Известно, что увеличение количества эксплуатационных скважин ( сгущение сетки) оказывает влияние как на текущий уровень добычи нефти, так и на конечную нефтеотдачу. [7]
Необходимость решения первой задачи очевидна, так как чем больше пластов вовлечено в разработку, тем выше текущий уровень добычи нефти и нефтеотдача в целом по объекту. [8]
Приведенные алгоритмы позволяют определить управляющие воздействия, обеспечивающие достижение локальных по времени целей управления, в частности максимизировать текущий уровень добычи нефти. [10]
К первоочередным сеткам фактически предъявлялись лишь два требования: чтобы они вмерте с запроектированной системой заводнения обеспечивали получение достаточно высокого текущего уровня добычи нефти и чтобы они были заведомо более редкими, чем оптимальные. Последнее требование было связано с тем, что в последующем приходилось корректировать сетку, осуществляя бурение дополнительных скважин. [11]
Такое регулирование разработки методом торможения эксплуатации наиболее продуктивных участков конечно приведет к увеличению нефтеотдачи эксплуатационного объекта, но одновременно вызовет снижение текущего уровня добычи нефти. [12]
При правильном обосновании технологии процесса и высоком уровне организации работ циклическое заводнение может обеспечивать значительное увеличение нефтеотдачи пластов ( до 3 - 10
www.ngpedia.ru
SOCAR начал бурение новой скважины на Нефтяных Камнях, суточный дебит которой может составить 10 т нефти
SOCAR начала бурение новой скважины на месторождении Нефтяные Камни в Каспийском море.
Об этом 30 июня 2016 г сообщили в компании.
Бурение скважины №2631 осуществляется с приэстакадной площадки №418А.
Проектная глубина скважины составляет 1,05 тыс м.
Бурение будет осуществляться до продуктивного пласта Гала.
По прогнозам геологов, ожидаемый суточный дебит данной скважины – 10 т нефти.
29 июня 2016 г компания ввела в эксплуатацию новую скважину на месторождении Нефтяные Камни - №2161, которая была пробурена с морского основания №2150.
Бурение осуществлялось до продуктивного пласта Подкирмакинская песчаная свита.
Суточный дебит скважины составляет 15 т нефти.
22 июня 2016 г SOCAR начала бурение новой скважины на месторождении Нефтяные Камни.
Бурение скважины №2645 осуществляется с площадки №1637А.
Проектная глубина скважины составляет 1,7 тыс м.
По прогнозам геологов, ожидаемый дебит скважины составит 10 т/сутки нефти.
В мае 2016 г компания ввела в строй скважину №2297, которая ранее была пробурена с морского основания №1887.
Суточный дебит скважины после проведенных на ней ремонтных работ составляет 15 т нефти.
Также были введены в эксплуатацию новые скважины.
Так, 10 марта 2016 г компания ввела в эксплуатацию скважину №2158, суточный дебит скважины составляет 11 т нефти.
22 января 2016 г SOCAR после геологических работ ввела в строй скважину №2286.
Суточный дебит скважины после проведенных на ней геологических мероприятий составляет 11 т нефти и 13 тыс м3 газа.
За 5 месяцев 2016 г SOCAR добыла 3 млн 161,8 тыс т нефти, что на 8,7% ниже показателя аналогичного периода 2015 г.
В мае 2016 г компания добыла 639 тыс т нефти.
За 4 месяца с начала 2016 г SOCAR сократила объемы бурения по сравнению с аналогичным периодом 2015 г на 3,3% - до 42,493 тыс м.
nangs.org
Приложение - Коммерсантъ Нефть и газ (102811)
На фоне сокращения ввода новых крупных месторождений углеводородов и снижения добычи на старых месторождениях главным направлением работы нефтяных компаний становится внедрение инновационных технологий для разработки месторождений. Применяемая ЛУКОЙЛом система с альтернативным порядком проведения стадий многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах позволяет в 1,2-1,6 раза увеличить дебит скважин по сравнению с использованием обычного МГРП. Инновации обходятся компаниям дороже, отмечают эксперты, но рост дебита скважин компенсирует дополнительные затраты.
ЛУКОЙЛ в 2017 году рассчитывает сохранить объем добычи нефти в России на уровне 86-88 млн тонн. Об этом "Ъ" сообщил глава компании Вагит Алекперов. По его словам, снижение добычи нефти на старых месторождениях компания будет стабилизировать за счет ввода в разработку месторождения имени Филановского на Каспии (извлекаемые запасы нефти — более 150 млн тонн, газа — более 32 млрд кубометров). На прошлой неделе компания запустила на месторождении вторую скважину с дебитом по нефти около 3 тыс. тонн в сутки.
Также поддержание добычи ЛУКОЙЛ планирует за счет изменения и совершенствования систем разработки ряда крупных месторождений в Западной Сибири. Там, отмечает глава компании, ЛУКОЙЛ эксплуатирует месторождения, на которых для добычи 40 млн тонн нефти приходится попутно добывать более 400 млн тонн воды. Поэтому основное стратегическое направление работы компании — разработка и внедрение технологий повышения нефтеотдачи, а также работа на новых месторождениях со сложной структурой запасов углеводородов, с тяжелой и высоковязкой нефтью.
Компании совершенствуют уже применявшиеся методы добычи, например перейдя от традиционного гидроразрыва пласта к многозонным на горизонтальных скважинах. В ЛУКОЙЛе отмечают, что применение этой технологии в России — тренд для всех компаний последние три-пять лет. ЛУКОЙЛ был первым в 2011 году, кто в промышленных масштабах стал бурить горизонтальные скважины и делать многозонный ГРП. "Сейчас для нас это является стандартной технологией, позволившей перевести значительную долю запасов, которые раньше были низкоэффективными и малорентабельными, в другие категории. В целом по компании мы перевели в разряд высокоэффективных около полумиллиарда тонн запасов нефти благодаря технологии МГРП. Как правило, эта технология применяется для низкопродуктивных пластов. По вертикальным скважинам мы имеем дебиты, которые не превышают 5-10 тонн в сутки. Технология позволила повысить дебиты в три-четыре и более раз и рентабельно добывать нефть из этих низкопроницаемых пластов",— поясняет начальник Управления повышения нефтеотдачи пластов Научно-проектного комплекса ЛУКОЙЛа "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Николай Веремко.
Технология многостадийного гидроразрыва пласта применяется в пробуренных горизонтальных скважинах на пластах, залегающих на глубине 2-3 км. В России в Западной Сибири традиционно ведется кустовое бурение: с куста, напоминающего остров, бурятся скважины на глубину 2-3 км. При горизонтальном бурении длина горизонтального участка составляет, как правило, от 400 до 1600 м. После в ствол ск
www.kommersant.ru
Эпоха «трудной» нефти | Oilcapital
Принципиальные подходы к регулированию нефтяной отрасли, принятые в 1990-е гг., когда работа велась в основном на обустроенных в советское время больших месторождениях, сегодня, в эпоху «трудной» нефти, требуют ревизии. К такому выводу пришли авторы аналитического доклада «Трудная нефть: вызовы и перспективы», подготовленного Центром социального проектирования «Платформа».
Текущее состояние отрасли
В 2017 г. в России впервые с 2008 г. зафиксировано снижение добычи нефти и газового конденсата. По данным Минэнерго, падение составило 0,1%, было извлечено 546,8 млн т (10,981 млн б/с). Сокращение казалось временным явлением, связанным с обязательствами России перед ОПЕК. По предварительным данным Минэнерго, в 2018 г. добыча подросла до 556 млн т, компенсировав отставание 2017 г. В январе, правда, вновь зафиксировали тенденцию к спаду, что также объяснили соглашением с картелем.
Но долгосрочные прогнозы формируют картину нефтяного плато: добыча в стране вышла на тот уровень, когда при традиционных подходах и предполагаемом объеме инвестиций еще возможен незначительный рост.
Пик прогнозируется к 2020 г. на уровне 562 млн т, затем добыча начнет снижаться. К 2035 г. она может сократиться вдвое, если не найти резервы для перелома ситуации.
Министр энергетики РФ Александр Новак в сентябре 2018 г. говорил о скорых негативных последствиях для отрасли на фоне выработки традиционных месторождений. Участники рынка также обращают внимание на естественное снижение добычи на старых месторождениях Западной Сибири с невысокой рентабельностью. По итогам 2017 г. добыча в УрФО снизилась на 4,7 млн т (–1,5%) по сравнению с 2016 г. Наиболее активно снижали добычу «Сургутнефтегаз» и ЛУКОЙЛ (по –1,3 млн т к 2016 г.).
Истощение зрелых месторождений мотивирует компании инвестировать в новые запасы, но длина инвестиционного цикла может не успеть за снижением в традиционных регионах. При детальном рассмотрении и анализе ситуации в отрасли разведки и разработки нефтяных месторождений становится ясно, что устойчивый отрицательный тренд – это вполне вероятный сценарий в среднесрочной перспективе. Авторы доклада отмечают, что если соглашение ОПЕК+ поддается быстрой регулировке за счет государственных соглашений, то истощение зрелых месторождений требует решения целого спектра задач в области технологий и отраслевого регулирования.
Фактор истощения традиционных ресурсов играет и на долгосрочную перспективу. При сохранении средних показателей падения добычи на действующих месторождениях в России на уровне 3% в год, к 2030 г. добыча на них составит не более 300 млн т ежегодно (оценки Московской школы управления «Сколково»).
Бизнесмены также пессимистичны. В ЛУКОЙЛе считают, что отечественная «нефтянка» исчерпала технологические ресурсы для роста. Это подтверждают и прогнозы мировых экспертов. Согласно докладу World Oil Outlook 2040, по итогам 2018 г. средний объем добычи в РФ составит 10,3 млн б/с в сутки, а к 2040 г. упадет до 10,1 млн б/с.
При таком сценарии США в ближайшие годы опередят Россию по уровню добычи.
По прогнозу ОПЕК, в 2019 г. объем добычи в США составит 11,5 млн б/с, в 2020 г. – 12,2 млн б/с, а к 2025 г. возрастет до 13,4 млн б/с.
Прецедент создан: в августе 2018 г. США впервые обошли Россию (по данным EIA, 11,35 млн б/с в день против 11,21 млн б/с в РФ). Нефтяной бум в США не в последнюю очередь связан со сланцевой революцией.
О том, что Россия в скором времени может утратить статус передовой нефтедобывающей державы, заявлял саудовский наследный принц Мухаммед бин Салман: «Через 19 лет Россия либо совсем уйдет с рынка нефти, либо ее добыча существенно снизится по сравнению с сегодняшней отметкой в 10 млн б/с».
Экспертам и аналитикам сложно достичь консенсуса в прогнозах по снижению объемов добычи нефти в России на ближайшие 15-20 лет, но тренд «сжатия» после 2025 г. подтверждается независимыми исследованиями и прогнозами профильных министерств. Можно с уверенностью утверждать, что в среднесрочной перспективе при сохранении устойчивых цен на нефть в пределах $60-80 за баррель нефтегазовые доходы продолжат обеспечивать более трети доходов государственного бюджета.
Смена эпох в нефтедобыче
В докладе отмечается, что число подготовленных к промышленной эксплуатации крупных месторождений Западной Сибири стремительно сокращается. В 2019-2024 гг. может быть введено лишь около 400 млн т, для оставшихся 1,5 млрд т запасов категорий С1+С2 требуются значительные инвестиции в геологоразведку (оценки Vygon Consulting). Ввод в эксплуатацию западносибирских месторождений будет обеспечиваться преимущественно «Роснефтью» и «Газпром нефтью».
Одна из основных проблем в том, что разработка дорожает, а волатильность цен не позволяет делать долгосрочные прогнозы инвестиций, вкладывая деньги в крупные проекты.
Необходимость осваивать сложные участки с низкой рентабельностью требует новых технологий и новых подходов к организации работ. Компании, которые всегда были нацелены на «легкую» нефть, сталкиваются с совершенно новыми вызовами.
В ситуации, когда запасы на разведанных месторождениях истощаются, а новые не столь обширны и рентабельны, разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) превращается в стратегическую задачу ВИНК. Но именно благодаря проектам в области «трудной» нефти происходит постепенная эволюция восприятия нефтяной отрасли. Доминировавший стереотип технологически малоемкого нефтяного бизнеса сменяется образом инновационной и высокотехнологичной индустрии.
Один из источников изменений – цифровизация.
Создание цифровых двойников месторождений, онлайн-контроль за процессом бурения, использование big data, роботизации и искусственного интеллекта для прогностического моделирования существенно снижают риск ошибки, увеличивая эффективность нефтяных компаний.
У компаний-лидеров эффективность проходки (показатель нахождения горизонтальной части скважины внутри пласта) достигает 90% против 60% на рубеже 2010-х гг. Рост происходит в период перехода отрасли на отечественный софт в условиях санкционных ограничений.
«Трудная» нефть сегодня
Переломным моментом начала активной разработки сложных запасов эксперты называют конец 1990-х – начало 2000-х гг. Именно тогда в России стали широко применяться технологии горизонтального бурения и гидроразрыва пласта (ГРП).
Единого определения ТРИЗ не существует. К ним относят не только новые месторождения со сложными условиями добычи (бажен, ачимовка, сланцы, глубоководный и арктический шельф и прочие), но и доразработку зрелых месторождений, например обводненных. В общепринятой трактовке к ним относят и залежи месторождений со сложными геологическими и климатическими условиями, а также находящиеся на значительном удалении от инфраструктуры.
Эксперты признают, что освоение технологий добычи «трудной» нефти в обозримом будущем – это практически безальтернативный путь.
В общероссийской добыче доля ТРИЗ пока составляет около 7,2% (данные Минэнерго), но ежегодно растет. Потенциал огромен: объем добычи «трудной» нефти может составлять до 200 млрд т.
Две трети ТРИЗ нефти России сосредоточены в баженовской, тюменской, ачимовской свитах (ХМАО и ЯНАО).
Самая крупная, имеющая стратегическое значение – баженовская свита. Ее запасы могут достигать 100-120 млрд т, в 5 раз больше, чем залежи на американском сланцевом месторождении Баккен.
Но для освоения бажена потребуются новые технологии. Вновь открываемые месторождения преимущественно мелкие – 0,3-10 млн т, но их совокупные запасы оцениваются в 22,5 млрд т.
Эксперты сравнивают плотность пород «трудных» месторождений с хоккейной шайбой, а глубина залегания нефтеносных пластов увеличилась до 3-4 км против 700-900 м в советское время. 20 лет назад освоение таких залежей считалось бессмысленным.
Средний КИН в мире составляет 20-50% при условии использования современных методов увеличения нефтеотдачи. В России этот показатель равен 35%, его необходимо повышать, в том числе на «традиционных» месторождениях, с помощью технологий, обкатанных на ТРИЗ.
Новый химический метод увеличения нефтеотдачи протестирован компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместный актив «Газпром нефти» и Shell) на истощенном участке Западно-Салымского месторождения в ХМАО. Суть метода – в закачивании в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров; технология активно применяется в США, Канаде и Китае. В результате на месторождении удалось добиться КИН в размере 69%. Но промышленная разработка месторождения из-за налоговой системы, ориентированной на традиционные методы добычи, не ведется в силу нерентабельности. Между тем, по оценке НАЦ РН им. Шпильмана, только в ХМАО применение данной технологии позволит увеличить объемы извлекаемых запасов нефти на 3,8 млрд т.
| Компания | Основные проекты в сфере ТРИЗ |
| «Газпром нефть» | Баженовская свита, ачимовская толща, палеозой, карбонатные коллекторы, Новый Порт, Приразломное – арктический шельф, Приобское месторождение, Мессояхское месторождение (совместно с «Роснефтью») |
| ЛУКОЙЛ/РИТЭК (научно-технический полигон ЛУКОЙЛа) | Месторождение им. Филановского на дне Каспийского моря, месторождение им. Виноградова, Имилорское месторождение (ХМАО). По данным РИТЭК, к 2020 г. из общего объема нефти, добываемого компанией, доля ТРИЗ составит 25% (14% в 2017 г.) |
| «Роснефть» | Приобское, Приразломное, Северо-Комсомольское, Северо-Хохряковское, Варьеганское, Русское и Мессояхское (совместно с «Газпром нефтью») месторождения; залежи углеводородов ачимовской, тюменской и баженовской свиты |
| «Сургутнефтегаз» | Работу с ТРИЗ компания ведет с 2005 г. По оценке Минприроды, к 2020 г. все разрабатываемые запасы «Сургутнефтегаза» будут относиться к ТРИЗ. В компании реализуются программы НИОКР по освоению баженовских отложений и повышению эффективности освоения и разработки тюменских и ачимовских отложений |
| «Татнефть» | Проекты в области высоковязкой нефти (шешминского горизонта). В активной разработке 11 залежей на семи месторождениях: Ашальчинском, Лангуевском, Кармалинском, Нижне-Кармальском, Северо-Кармалинском, Мельничном, Ерсубайкинском |
Источник: ЦСП «Платформа».
«Трудная» нефть завтра
До введения внешних санкций российские нефтегазовые компании активно сотрудничали с зарубежными партнерами по разработке ТРИЗ. Поэтапное введение санкций против России серьезно затруднило реализацию проектов с иностранными компаниями. Риски связаны как с экспортом технологий, так и с привлечением инвестиций.
В первую очередь санкции ударили по шельфовым проектам – например, по сотрудничеству «Роснефти» с ExxonMobil: американцы вышли из всех шельфовых проектов. Совместные работы со Statoil велись в 2016 г., с Eni – и в 2018 г. На суше санкции привели к заморозке сотрудничества ЛУКОЙЛа с Total, которое должно было распространяться и на изучение баженовской свиты.
После введения санкций российские компании стали активнее взаимодействовать с партнерами с Ближнего Востока (Saudi Aramco, Mubadala Petroleum), из Китая и Индии.
Возможность импортозамещения технологий для разработки месторождений на суше эксперты оценивают дольно высоко; работу ведут все крупные нефтяные компании.
В шельфовых проектах импортозамещение прежде всего связано со стоимостью добычи и геологоразведки. Количество имеющихся у российских компаний буровых платформ недостаточно для полномасштабной разработки, для их строительства необходимы значительные средства.
Уровень поддержки и понимания проблематики ТРИЗ со стороны государства, по мнению экспертов, в целом учитывает драматизм момента и необходимость создания дополнительных стимулов для работы. Полемика отраслевого и финансового блока органов власти в отношении фискального регулирования периодически выходит на публичный уровень, опасность существенного снижения добычи осознается всеми.
Так, Минприроды предлагает нефтяникам создать и эксплуатировать полигоны разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи ТРИЗ, ресурсов углеводородного сырья (такие поправки разработаны для закона «О недрах»). Проект предусматривает два режима создания и эксплуатации полигонов. В первом случае компании смогут получить по конкурсу лицензии на участки недр нераспределенного фонда – для разработки новых или апробации существующих технологий геологического изучения, разведки и добычи сырья, отнесенного к ТРИЗ. Во втором случае они получают право пользования на участках распределенного фонда.
Дополнительной мерой, стимулирующей разработку ТРИЗ, может стать перечень высокотехнологичных методов, при применении которых недропользователь получит особый налоговый режим.
По данным Vygon Consulting, меры господдержки и стимулирования могут привести к росту добычи нефти из ТРИЗ в России с текущих 30-40 млн т в год до 80 млн т в год к 2035 г. При этом доля ТРИЗ может достичь приблизительно 16% суммарной добычи нефти.
Эксперты уверены, что в эпоху «трудной» нефти российские нефтяные компании должны делать акцент не на масштаб бизнеса, а на качество, максимальную отдачу на вложенный капитал, создание дополнительной ценности и скорейший выход на новый технологический уровень.
При благоприятном развитии нормативно-правового регулирования в России, использовании технологических достижений, а также активной цифровизации разработки углеводородов результаты могут быть следующие:
- ускорение цикла обработки данных с 1 года до 2 месяцев, получение на 30% большего количества информации из того же объема данных;
- трехкратное сокращение срока проектирования, нахождение лучшего из 1000+ вариантов вместо представленных ранее двух-трех;
- оптимизация 1000+ скважин на базе цифровых двойников;
- возможность горизонтального бурения в пласте шириной всего 3 м на протяжении нескольких километров;
- реализация проекта за 3 года вместо 5-6 лет.
Эксперты убеждены, что такая стратегия не может работать в условиях лишь одной отдельно взятой компании: собственные ресурсы (финансовые, технологические, корпоративные) не позволят решить масштабные и стратегические задачи развития отрасли. Проблему объединения усилий всех участников рынка эффективнее решать через изменение базовой установки – через концепт «смены эпох». Это позволит переосмыслить процессы и стереотипы внутри отрасли, по-другому взглянуть на долгосрочный горизонт.
Мария Ромашкина
oilcapital.ru
ЛУКОЙЛ получил дебит 1000 м3/сутки нефти на 1-й разведочной скважине на Блоке 10 в южном Ираке
ЛУКОЙЛ и Inpex успешно завершили испытание 1й разведочной скважины Эриду 1 на Блоке 10 в южном Ираке.
ЛУКОЙЛ и Inpex успешно завершили испытание 1й разведочной скважины Эриду 1 на Блоке 10 в южном Ираке.
Об этом ЛУКОЙЛ сообщил 22 февраля 2017 г.
В результате испытаний горизонта Мишриф ( Mishrif) получен приток дебитом более 1 тыс м3/сутки малосернистой нефти.
Об открытии нефтеносного горизонта Мишриф ЛУКОЙЛ поведал в декабре 2016 г.
Это подтверждают прогноз геологов о наличии на территории Блока 10 крупного месторождения углеводородного сырья.
Геологоразведочные работы (ГРР) на Блоке 10 продолжаются.
По контракту, срок проведения ГРР - 5 лет с возможным продлением на 2 года.
На 2017 г запланировано бурение и испытание оценочной разведочной скважин Эриду 2.
Добыча на Блоке 10 рассчитана на 20 лет при подтверждении коммерческих запасов, с возможным продлением еще на 5 лет.
Блок 10 расположен в южной части Ирака на территории провинций Ди-Кар и Мутанна, в 150 км западнее г Басры и в 120 км от месторождения Западная Курна-2.
Площадь Блока 10 составляет 5,6 тыс км2, он находится на границе между богатой углеводородами тектонической зоной Месопотамии и зоной Салман.
Оператором Блока 10 является ЛУКОЙЛ, а его доля участия в проекте (через дочку ЛУКОЙЛ Оверсиз) составляет 60%, у Inpex, соответственно, 40%.
Правительство Ирака одобрило контракт с ЛУКОЙЛом на проведение геологоразведочных работ (ГРР), разработку и добычу на Блоке 10 в 2012 г.
Премия за добытую нефть составляет 5,99 долл США/барр.
С момента начала реализации проекта партнеры успешно осуществили разминирование территории, выполнили 2022 км сейсморазведки 2D и пробурили 1ю разведочную скважину Эриду 1 глубиной 3168 м.
Для любознательных напомним, что в Ираке ЛУКОЙЛ работает на 2м по величине в мире месторождении Западная Курна -2 с извлекаемыми запасами нефти около 14 млрд барр, где у компании доля участия 75%.
Первоначально предполагалось, что на полку добычи в 1,2 млн барр / сутки компания выйдет в 2017 г в 2017 году, но летом 2016 г было заявлено, что на это уровень компания выйдет лишь в 20022 г .
Уже летом 2015 г ЛУКОЙЛ вышел на добычу 400 тыс барр / сутки, что составляет около 20 млн т/год.
Позиции ЛУКОЙЛа после свержения С.Хуссейна довольно сильно ухудшились.
ЛУКОЙЛ приложил немало усилий для возвращения в Ирак, и компании это удалось.
ЛУКОЙЛ одним из 1х вернулся в Ирак, В. Алекперов не раз с визитами был в Ираке.
Прочитать эту новость in English.
neftegaz.ru
Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа - Разведка и разработка
Современный этап разработки нефтяных месторождений ХМАО характеризуется возрастающей добычей нефти. И действительно, с 1996 года добыча нефти возросла с 145 млн. тонн до 210 млн. тонн в 2002 году. На 76% лицензионных участков ХМАО добыча стабильна и постоянно растет. Рост объемов добычи обеспечивается вводом в разработку новых запасов путем их эксплуатационного разбуривания, сверхпроектными отборами нефти и проведением геолого-технологических мероприятий, нацеленных на улучшение использования фонда эксплуатационных скважин, нормализацию баланса «отбор — закачка», ограничение водопритоков, снижение обводненности продукции и внедрение методов, повышающих нефтеотдачу пласта. В 2002 году за счет бурения и ввода новых скважин в эксплуатацию было добыто 12 млн.тонн нефти, сверхпроектные отборы оцениваются в 44 млн.тонн и 76 млн.тонн было добыто за счет геолого-технологических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи.Что из вышеперечисленного можно отнести к интенсификации добычи нефти? Ввод новых запасов в разработку и их эксплуатационное разбуривание — это, скорее, экстенсивные методы увеличения добычи. Резервы экстенсивного роста нефтедобычи в ХМАО еще имеются в виде не введенных в разработку месторождений и залежей на уже разрабатываемых лицензионных участках. Реализация этих резервов потребует значительных инвестиций.
Более привлекательным является рациональное использование запасов уже введенных в разработку месторождений путем интенсификации на них добычи нефти. Под рациональным использованием запасов будем понимать наиболее полное экономически целесообразное с точки зрения народнохозяйственного эффекта извлечение углеводородов из недр и их разумное использование в дальнейшем без причинения ущерба недрам.
Являются ли сверхпроектные отборы нефти интенсификацией добычи? Конечно, являются, но, как показывает практика, сверхпроектные отборы нефти особенно на начальных стадиях разработки после краткосрочного получения сверхпроектных объемов нефти имеют негативные последствия в виде быстрого падения пластового давления, вынужденной интенсивной закачки воды, обводнения продукции и вывода из работы скважин, еще не отобравших дренируемые ими запасы. Можно привести много таких примеров.
Обратимся к геолого-технологическим мероприятиям и методам увеличения нефтеотдачи, которые, безусловно, являются средствами интенсификации добычи на введенных в разработку месторождениях. Ремонтно-изоляционные работы, дострелы с применением глубокопроникающей перфорации, обработки призабойных зон, нормализация баланса «отбор — закачка», оптимизация работы скважин составляют основу улучшения использования пробуренного фонда, восстановления проектной плотности сетки скважин, системы разработки, способствующей интенсификации добычи нефти. Скорее, все вышеперечисленное следует понимать как интенсивное исправление допущенных ранее недостатков в проводке скважин, загрязнении призабойной зоны, режиме работы, системе и технологии разработки, хотя положительный эффект от этого несомненен.
Что касается применения горизонтального бурения, вторых стволов, гидроразрыва пласта, циклического заводнения, потокоотклоняющих систем и т.п., то наряду с интенсификацией притоков нефти, они вовлекают в разработку ранее не дренируемые запасы, способствуют их более полному использованию и повышению коэффициента нефтеизвлечения.
Для анализа рационального использования запасов и оценки полноты их выработки в ХМАО была разработана классификация лицензионных участков (ЛУ) по выработанности запасов и обводненности продукции (рис. 1). Было выделено пять классов лицензионных участков:
I. Класс начальной стадии разработки.
II. Класс зрелой стадии разработки.
III. Класс поздней стадии разработки.
IV. Класс аномальной стадии разработки.
V. Класс лицензионных участков с заниженной оценкой извлекаемых запасов.
Рис. 1. Классификации ЛУ Ханты-Мансийского автономного округа по выработанности запасов и обводненности продукции
В выборке участвовало 110 лицензионных участков с разбуренностью запасов более 40% по состоянию на 1.01.2003 года.
I класс характеризуется выработанностью запасов до 40–55% и обводненностью продукции до 35%. Лицензионные участки (ЛУ) этого класса находятся в начальной стадии разработки с растущей добычей. В качестве примера приводится Варынгский лицензионный участок.
II класс характеризуется средними значениями выработанности запасов (от 20–45 до 55–80%) и обводненности продукции (от 35 до 75%). За небольшим исключением лицензионные участки этого класса имеют стабильную и растущую добычу (16 ЛУ из 18). В качестве примера можно привести Хохряковский, Хултурский и Восточно-Правдинский лицензионные участки.
III классу присущи высокие показатели выработки запасов (от 45 до 97%) и обводненности продукции (от 75 до 98%). 25 лицензионных участков этого класса характеризуются падающей добычей, что объясняется поздней стадией разработки, на 11 -добыча стабильная и 19 имеют растущую добычу нефти.
На поздней стадии разработки возможно оценить по характеристикам вытеснения остаточные извлекаемые запасы. Проведенная оценка показала, что по 30 ЛУ (54%) оцененные извлекаемые запасы при условии неизменности технологии разработки превысят утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы на 323 млн.тонн, а по 25 ЛУ не будет отобрано 185 млн.тонн утвержденных ГКЗ запасов. В качестве примера этого класса приводятся Лор-Еганский и Мамонтовский лицензионные участки.
IV класс характеризуется значительным превышением показателя обводненности продукции над показателем выработки, что является признаком малоэффективной разработки либо из-за несоответствия проектной технологии горно-геологическим условиям, либо из-за невыполнения проектных решений. Кроме того, причиной отнесения участка в IV класс может быть завышенная оценка извлекаемых запасов. Лицензионным участкам этого класса присущи пониженные показатели выработки запасов (от 10% и менее до 45–60%) и повышенные значения обводненности (от 35 до 98%). Лицензионные участки этого класса при применяемой технологии не обеспечивают рациональное использование запасов и нуждаются в коренном улучшении технологии разработки. В случае завышенной оценки запасов они должны быть уточнены. Некоторые недропользователи используют списание запасов для «улучшения» показателей разработки, что не следует делать. Примером этого класса может быть Талинский ЛУ.
V класс характеризуется заниженной оценкой извлекаемых запасов, и лицензионные участки этого класса нуждаются в уточнении запасов. Например, Повховский и Южно-Ягунский лицензионные участки.
Таким образом, можно считать, что лицензионные участки, отнесенные к I и II классам, эксплуатируются без существенного нарушения оптимальных технологий разработки и обеспечивают рациональное использование запасов.
На поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения по целому ряду лицензионных участков, отнесенных к III классу, выявляются недостатки применяемых, зачастую стандартных технологий, не позволяющих достичь утвержденного коэффициента нефтеизвлечения, который следует рассматривать как минимальную степень использования запасов. Необходим серьезный анализ разработки таких лицензионных участков с целью интенсификации применяемой технологии разработки. Также следует поступать и с лицензионными участками, отнесенными к IV классу, для выявления причин их неэффективной разработки и нерационального использования запасов.
Всегда ли интенсификация добычи нефти благо? На рис. 2 приведена динамика заводнения продуктивных пластов Ханты – Мансийского автономного округа.
Рис. 2. Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по Ханты-Мансийскому автономному округу
По годам показаны: отбор жидкости из недр, закачка воды, годовая и накопленная компенсация. Мы видим, что текущая компенсация достигала 140%. Это в целом по округу, а по отдельным месторождениям была на уровне 400% и более. С 1972 года накопленная компенсация в целом по округу стабильно держалась, да и сейчас составляет свыше 120%, обводненность продукции интенсивно нарастала до 7% в год, дебиты по нефти падали. Такая интенсификация добычи нефти, конечно, позволила форсированно отобрать многие миллионы тонн нефти, не считаясь с ущербом, нанесенным недрам такой безудержной закачкой. Запасы использовались нерационально. С 1965 года, когда началась закачка воды, в недра Ханты-Мансийского автономного округа было закачано свыше 31 млрд.м3 воды, что вызывало на промыслах многочисленные порывы колонн и даже техногенные землетрясения (г. Нефтеюганск). Мы не призываем к отказу от технологии заводнения, которая является эффективным методом интенсификации добычи нефти при соблюдении баланса «отбор-закачка».
Были и в прошлые времена разумные геологи – разработчики, которые, соблюдая баланс «отбор – закачка», обеспечивали технологически нормальный режим работы месторождения и рациональное использование запасов. Например, Трехозерный, Савуйский, Мотымья-Тетеревский, Никольский и другие лицензионные участки. Но по большинству лицензионных участков продуктивные пласты оказались чрезмерно заводнены и сейчас приходится преодолевать последствия такой интенсификации добычи. В настоящее время безудержная закачка воды пошла на убыль, недропользователи обратили серьезное внимание на необходимость нормализации баланса «отбор-закачка», что стало одним из способов интенсификации добычи нефти.
Мы считаем, что критерием целесообразности применения того или иного метода интенсификации добычи нефти должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр без причинения им вреда. Применение любого метода интенсификации добычи должно предусматриваться проектным технологическим документом и подвергаться тщательной экспертизе в Центральной комиссии по разработке или ее территориального отделения. Недра принадлежат государству и оно должно определять порядок их рационального использования, то есть посредством экспертизы проектов разработки и контроля за их исполнением должно устанавливать максимально допустимые объемы отбора нефти и закачки воды в скважины, годовые уровни добычи нефти по каждому лицензионному участку, методы интенсификации добычи и объемы их применения. За рубежом нормируется и плотность сетки эксплуатационных скважин, и отбор нефти по каждой скважине, а у нас зачастую не предусматривается проектными технологическими документами применение даже таких мощных средств, как ГРП, бурение вторых стволов, потокоотклоняющих систем и т.п. В то же время некоторые недропользователи считают себя вправе отменять проектные решения по интенсификации добычи нефти, прошедшие экспертизу Центральной комиссии по разработке. Можно привести пример по отмене закачки биополимеров на Покамасовском участке ОАО «Мегионнефтегаз».
Одним из приемов ухода от выполнения проектных решений и оправдания нарушений утвержденной системы разработки стало положение о рентабельности отдельно взятой конкретной скважины, при снижении которой ее следует отключать. Это прямой путь к развалу предусмотренной на месторождении системы разработки, после чего о какой научно обоснованной, просчитанной по трехмерной модели технологии разработки и рациональном использовании запасов может идти речь.
Вопрос рационального использования запасов тесно связан с коэффициентом извлечения нефти.
Рис. 3. Извлекаемые запасы Ханты– Мансийского автономного округа
На рис. 3 приведена в целом по ХМАО зависимость отбора геологических запасов нефти от обводненности продукции. На 1.01.2003 года отобрано 0,175 геологических запасов нефти промышленных категорий округа (в недрах остается 0,825 геологических запасов) при обводненности продукции 84%. Вряд ли это можно считать большим достижением с точки зрения рационального использования запасов. Рентабельно извлекаемые (коммерческие) запасы, утвержденные ГКЗ, составляют 0,354 геологических запасов, то есть коммерческий КИН = 0,354. Для отдельных месторождений он считается чуть ли не пределом достижения, преступать который не принято, является своеобразным психологическим барьером при технологическом проектировании и экономической оценке вариантов разработки. Однако оценка извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения показывает, что по многим месторождениям ХМАО даже при имеющихся издержках в технологии разработки уровень утвержденных ГКЗ извлекаемых запасов может быть перекрыт.
Уровень рентабельно извлекаемых (коммерческих) запасов обосновывался и утверждался ГКЗ по каждому месторождению в разное время по различным экономическим нормативам, отличным от сегодняшних, зачастую применительно только к технологиям вытеснения нефти водой без учета современных технологий разработки (например водогазовое воздействие) и методов интенсификации добычи. По многим месторождениям утвержденный ГКЗ КИН не соответствует современным условиям. Считаем, что линия коммерческих извлекаемых запасов на рис. 3 должна быть более мобильной и периодически пересматриваться по мере появления новых технологий, резкого изменения цены на нефть, оборудования, налоговых, рентных платежей и т.п.
Мы считаем, что для оценки технологических добывных возможностей месторождения и перспективного развития нефтедобычи необходимо ввести наряду с коммерческими извлекаемыми запасами понятие о технологических извлекаемых запасах, обоснование и утверждение которых должно производиться с учетом применения самых современных технологий, до обводненности продукции в 98%. Экономическая оценка при этом должна даваться с точки зрения получения народнохозяйственного эффекта, а не только дохода недропользователя.
Кроме того, было бы более целесообразным оценку геологических запасов производить комиссиями по запасам, а технологических и коммерческих извлекаемых запасов комиссиями по разработке.
Сложившаяся ситуация с использованием запасов на разрабатываемых месторождениях округа может и должна быть изменена в сторону улучшения. Начавшийся на месторождениях округа этап возрастающей добычи нефти обусловлен вводом в более интенсивную разработку остаточных текущих запасов уже разбуренных продуктивных пластов. Объемы этих запасов довольно значительны, судя по невысокой выработанности многих продуктивных пластов, высокой эффективности бурения вторых стволов, горизонтальных скважин, ГРП, методов увеличения нефтеотдачи в заводненных зонах. На многих «старых» месторождениях началась вторая жизнь в виде роста добычи, а кое-где и снижения обводненности продукции. Этому способствовала оптимизация баланса «отбор – закачка», уплотнение сетки путем вывода из бездействия эксплуатационных скважин, восстановление расформированных систем разработки.
Выводы
Грамотное применение методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи способствует рациональному использованию запасов, повышению КИН.
Допущенные в предыдущие годы сверхпроектные отборы нефти (особенно на начальной стадии разработки) и интенсивная безмерная закачка воды нанесли серьезный ущерб недрам путем сверхмерного заводнения разрабатываемых продуктивных пластов, что удорожает последующую эксплуатацию оставшихся запасов.
Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи зачастую не предусматривалось проектными документами и производилось в произвольной форме по усмотрению недропользователя без согласования с государством.
Критерием применимости различных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное их извлечение без причинения ущерба недрам. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно строго регламентироваться проектными технологическими документами.
Предложена классификация лицензионных участков по выработке запасов и обводненности продукции, позволяющая экспрессно оценивать состояние разработки.
Для оценки технологических добывных возможностей месторождений и перспектив оценки нефтеотдачи следует ввести понятие о технологических извлекаемых запасах и технологическом КИН.
neftegaz.ru
