Реферат: Д. Ю. Крянев, С. А. Жданов (оао «вниинефть имени А. П. Крылова») Проблемы и перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений

Д.Ю. Крянев, С.А. Жданов

(ОАО «ВНИИнефть имени А.П. Крылова»)


Проблемы и перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

При рассмотрении состояния и перспектив разработки нефтяных месторождений страны обычно обращают внимание на внешне оптимистические показатели: растущую добычу нефти, увеличение ее экспорта, снижение обводненности добываемой продукции на некоторых месторождениях и др.

Вместе с тем уже многие годы в нефтедобывающей промышленности развиваются проблемные тенденции, которые отрицательно влияют не только на текущую эффективность разработки месторождений, но и в перспективе могут сказаться на возможных уровнях добычи нефти. Это – снижение объемов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов при увеличении доли трудноизвлекаемых, поздняя стадия разработки большинства крупных месторождений, недостаточные объемы применения методов увеличения нефтеотдачи и другие.

Особое внимание хотелось бы обратить на снижение уровня научного сопровождения разработки нефтяных месторождений.

На рисунке представлена динамика важнейшего показателя эффективности разработки месторождений – среднего проектного коэффициента нефтеотдачи. На этом же графике приведены данные по динамике доли трудноизвлекаемых запасов в балансе запасов страны. Можно видеть постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов и многолетнее снижение коэффициента нефтеотдачи, который только в последние 2 – 3 года начал незначительно расти.

Этот график достаточно ярко иллюстрирует сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений – негативное изменение структуры запасов многие годы 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 практически не проводились. 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 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.

Гидродинамические методы более дешевые и простые, но они обеспечивают и меньший прирост нефтеотдачи. В России в достаточных объемах используются и горизонтальные скважины, и гидроразрывы пласта в низкопроницаемых коллекторах, например, в таких как Приобское месторождение, где проницаемость составляет всего от 1 до 12 миллидарси и без ГРП просто не обойтись.

А вот третичные методы нефтеотдачи, к сожалению, применяются в небольших масштабах. По нашим оценкам, добыча за счет их применения не превышает 1 млн. тонн в год, а за счет гидродинамических – более 60 млн. тонн в год. Для примера в США добыча за счет третичных методов составляет более 30 млн. тонн в год.

Применение третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России.

Однако определенное оживление в применении новых методов увеличения нефтеотдачи нефтяными компаниями в последние годы находится под угрозой в связи с неопределенностью статуса Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений и отсутствием мониторинга выполнения проектных решений.

Практика последних лет показала, что в условиях государственной собственности на недра, важным элементом стимулирования объемов применения методов увеличения нефтеотдачи в нашей стране являются проектные документы, выполнение которых обязательно для недропользователя. В последние годы проектные документы на разработку многих месторождений, рассматриваемых ЦКР Роснедра, основывались на применении или испытании тепловых, газовых, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи. На нескольких месторождениях в Татарии и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы – в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране в последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствие с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.

Другое дело, будет ли она достигнута в реальности или нет? Достичь этого показателя можно только в случае выполнения проектных решений, т.е. если технологии будут применяться те, которые заложены в проектах, исследования будут проводиться те, которые заложены в проектах и т.д. А в России проблема качественного исполнения проектных решений стоит довольно остро.

Вопреки действующему законодательству не всегда принимаемые лицензионные и проектные решения исполняются в полном объеме.

Среди наиболее часто встречаемых отклонений от проектных документов, влияющих на величину конечного КИН можно отметить:

- совмещение двух и более объектов разработки;

- уменьшение числа пробуренных скважин;

- изменение порядка ввода и вывода скважин из эксплуатации;

- большой бездействующий фонд скважин;

- соотношение числа нагнетательных и добывающих скважин;

- изменение режима работы скважины;

- не выполнение мероприятий по методам воздействия на пласт и призабойную зону (агент нагнетания, объемы закачки, сроки проведения).

Так, внедрение в практику проектирования геолого-гидродинамических моделей дает достаточно действенный инструмент оценки, однако одновременно в отрасли в последние годы значительно снизились объемы и качество гидродинамических исследований скважин, целенаправленных геофизических работ, прямых керновых исследований разрабатываемых пластов, исследований пластовых нефтей и других. Это приводит к недостаточному информационному обеспечению геолого-гидродинамических моделей, по существу снижая их прогнозные возможности.

По данным специалистов Западной Сибири объем гидродинамических методов исследования пластов и скважин выполняется на 15 – 50% от необходимого, методов контроля выработки запасов менее чем на 30%, обследования технического состояния скважин – менее 60%.

Из-за простаивающего фонда скважин и недобурения реальная плотность сетки скважин на месторождениях Западной Сибири в среднем примерно в 1,3 – 1,5 раза ниже, чем она должна быть по проекту. А, как известно, от плотности сетки скважин зависит, в частности, КИН.

Исследования последних лет показали также, что не только плотность сетки скважин влияет на нефтеотдачу, но и сроки ее формирования. Так, к примеру, для одного из месторождений при плотности сетки скважин 17 га/скв достигается КИН 59%, а при сетке 12 га/скв – 63%. Но если сетка скважин в 12 га/скв сформируется не сразу, а на поздней стадии разработки путем уплотнения ранее реализуемой сетки в 17 га/скв, то КИН сможет быть достигнут только в размере 59,5%.

Многочисленные исследования и практические данные показывают, что необоснованные изменения (разбалансировка) системы разработки месторождения, отклонения от проектных решений могут привести к существенному снижению эффективности и полноты выработки запасов нефти. Оценить наличие и степень отрицательного влияния изменения системы разработки на величину КИН возможно только на основе анализа разработки конкретного объекта.

В связи с этим возникает проблема необходимости обеспечения государственного контроля за эффективностью использования запасов на основе достоверного и качественного мониторинга разработки нефтяных месторождений.

Особенностью государственного оперативного контроля за эффективностью использования запасов нефти должна являться необходимость системной взаимосвязи проектных документов и мониторинга разработки нефтяных месторождений. И здесь особенно важно правильно установить критерии контроля. Их не должно быть много, но они должны охватывать основные параметры, характеризующие эффективность выработки запасов.

При создании системы мониторинга необходимо также учитывать, что в рыночных условиях, когда целью деятельности предприятия является минимизация затрат и получение максимальной прибыли, недропользователю приходится быстро реагировать на экономические изменения, корректируя в определенной степени проектные решения.

Учитывая это, государственным органам необходимо будет оперативно делать оценки последствий происходящих изменений и в ряде случаев узаконивать допустимые отклонения от проектных решений. Все это невозможно без проведения постоянного мониторинга за разработкой месторождений на Федеральном уровне. Строго говоря, такая государственная информационно-аналитическая система сможет уже не только контролировать, но и в определенной степени управлять эффективностью использования запасов нефтяных месторождений страны, выполнять оперативные прогнозы развитию отрасли.

Рассмотренные выше проблемы еще раз подтверждают тезис о том, что нефтяная промышленность России вступила в новую фазу своего развития в условиях существенного ухудшения баланса запасов на поздней стадии разработки большей части крупных месторождений. В свою очередь это обуславливает необходимость создания и использования новых наукоемких технологий разработки нефтяных месторождений и государственного контроля эффективности недропользования. Следует отметить, что необходимость и эффективность такого подхода подтверждается практикой деятельности нефтедобывающих отраслей других развитых стран.

Имеются противоречивые мнения (как правило, недостаточно подкрепленные фактическими данными и исследованиями) о перспективах развития нефтяной промышленности страны, однако большинство специалистов высказывают озабоченность не только в долгосрочной но и в краткосрочной перспективе.

Вместе с тем, целый ряд насущных государственных и отраслевых проблем нефтяной промышленности в настоящее время или вообще не изучается и не решается или решается частично.

Ранее изучением и решением этих проблем занималась отраслевая наука – к 1993 году в нефтяном комплексе функционировали 74 научные организации, обеспечивающие весь комплекс отраслевых фундаментальных и научно-прикладных исследований.

Головные отраслевые институты по важнейшим проблемам отрасли (разработка, бурение, разведка, переработка нефти) выполняли весь комплекс научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ, обеспечивая текущие потребности и перспективы развития ТЭК, а также координировали их выполнение среди отраслевых институтов, в институтах АНССР и ВУЗах.

Точных данных о количестве существующих к настоящему времени научно-исследовательских организаций в отрасли очевидно нет, т.к. и само понятие «научно-исследовательская организация» претерпело изменение. Сейчас, например, в отрасли десятки предприятий численностью от 3 до нескольких десятков человек, именуют себя научными организациями (и даже институтами) и занимающихся, в лучшем случае, исследованием одной из частных задач.

Не состоятельным выглядит и попытка возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их институты. С одной стороны, сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, с другой – общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко переваливает за 7 – 10 лет, фундаментальные исследования обещают экономически значимый результат лет через 20 – 30. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) науки – именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в ниокровские подразделения корпораций.

Кроме того, расходы на науку крупных нефтегазовых компаний страны составляют 0,05 – 0,15% от выручки, в то время как крупных зарубежных – до 0,3% от выручки.

Кроме необходимости увеличения объемов финансирования нефтегазовой науки, следует предпринять и организационные меры.

Известны предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако, при этом надо учитывать тот факт, что отечественные Университеты пока не имеют необходимой научно-технической базы и опыта прикладных исследований.

Поэтому, как представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны связаны с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов АН России.

В этом случае координация научных исследований может быть возложена на Государственный институт нефти. Эта здравая идея обсуждается уже много лет и на наш взгляд требует поддержки и решения.

Подведя итоги можно сделать следующие выводы:

Россия вступила в стадию необходимости поддержания существующего уровня добычи при существенном ухудшении структуры запасов.

На нефтяных месторождениях страны практически не используются третичные методы воздействия на пласт.

Не выполняются в полной мере проектные решения разработки нефтяных месторождений, отсутствует система мониторинга за выполнением решений проектных документов.

Приходится констатировать сложное положение нефтяной науки, потребность которой возрастает в этот непростой период, необходимо ее возродить на базе симбиоза учебных университетов и отраслевых институтов.