Нефтяное хозяйство

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

геологический портфель технический

В современных условиях обеспечение стабильных объемов добычи УВС добывающими предприятиями (ДП) и эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом возможно либо за счет интенсификации добычи на высокопродуктивных объектах месторождений, характеризующихся падающими объемами добываемой жидкости и прогрессирующим ростом обводненности, либо за счет ввода новых пластов. Освоение новых объектов добычи сопряжено с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капвложений низкая в связи с вводом малопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов. Альтернативный вариант поддержания добычи на необходимом уровне, связанный с формированием и реализацией программы высокоэффективных мероприятий по интенсификации добычи на месторождениях, содержащих значительные подвижные запасы на освоенных и обустроенных объектах, в ряде случаев является более целесообразным.

Таким образом, одним из основных инструментов управления производственно-ресурсным потенциалом добывающего предприятия являются программы мероприятий по повышению отдачи пластов и интенсификации добычи. Для обеспечения прироста объемов добычи программа геолого-технических мероприятий (ГТМ) добывающего предприятия должна иметь приемлемую технологическую и экономическую эффективность и соответствовать стратегическим приоритетам компании.

Обобщение практики формирования программ ГТМ позволяет сделать вывод о том, что при принятии решения о целесообразности применения комплекса мероприятий, добывающие предприятия ориентируются, прежде всего, на достижение тактических целей, основанных на оценке технических и финансовых возможностей компании и краткосрочного прироста объема добычи. При принятии решения о целесообразности реализации комплекса ГТМ наиболее значимым показателем является достижение проектного уровня конечного коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при условии положительного экономического эффекта от освоения запасов.

Накопленный в мировой и отечественной практике научно-технический потенциал позволяет использовать широкий спектр методов интенсификации добычи нефти, которые отличаются по ресурсоемкости, продолжительности эффекта и другим показателям эффективности, в связи с чем, программы ГТМ требуют вариативного отбора. При отборе мероприятий по интенсификации добычи в программу используют различные критерии, при этом в большинстве случаев для оценки экономической эффективности мероприятий применяют стандартные методы, не позволяющие учитывать специфику отдельных видов ГТМ и все возможные риски при их реализации. Вышесказанное определяет необходимость корректировки и развития методического обеспечения экономического обоснования программы ГТМ, в связи с чем, тема дипломного проекта является актуальной.

Целью дипломного проектаявляется развитие методического обеспечения экономического обоснования программы ГТМ в добыче. Для достижения поставленной цели в проекте решены следующие основные задачи:

- обоснована необходимость учета стратегических приоритетов добывающего предприятия при формировании программы ГТМ и предложена корректировка методики экономической оценки эффективности ГТМ на основе выявленных особенностей разработки и экономического обоснования программы ГТМ и систематизации существующих методов оценки эффективности инвестиций в мероприятия по увеличению добычи;

- обоснован набор показателей для комплексной оценки целесообразности реализации ГТМ на основе изучения существующей практики принятия решений по отбору мероприятий и сравнительного анализа их эффективности;

- выявлены специфические виды рисков, связанных с проведением ГТМ и дана оценка их влияния на эффективность реализации программ;

- разработана процедура принятия управленческих решений по отбору ГТМ на основе многокритериальной оценки, включающей экономические и геолого-технические показатели эффективности их реализации с учетом ограничений по производственно-ресурсному потенциалу и приросту КИН.

В качестве объекта дипломного проекта выступают добывающие компании. Предметом проекта являются управленческие отношения, возникающие в процессе формирования программы ГТМ в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала.

Теоретической и методологической основой дипломного проекта послужили фундаментальные и прикладные научные исследования отечественных и зарубежных ученых. Так, общетеоретические подходы к планированию и управлению деятельностью предприятий, в том числе в нефтегазовой отрасли, рассматривались в работах отечественных и зарубежных ученых: Андреева А.Ф., Бренца А.Д., Волынской Н.А., Газеева М.Х., Джойл Сигела, Дунаева В.Ф., Миловидова К.Н., Тищенко В.Е. и др. Современные проблемы экономического обоснования инвестиций в нефтедобыче (в том числе на реализацию ГТМ) рассматривались в работах Астафьевой М.П., Виленского П.Л., Зубаревой В.Д., Коссова В.В., Краснова О.С., Лившица В.Н., Саркисова А.С., Смоляка С.А. и др. Вопросы управления рисками анализировались в работах Балабанова И.Т., Балдина К.В., Галасюка В.В., Карпова В.Г., Конопляника А.А., Косминой Т.В., Крайновой Э.А., Проценко О.Д, и др.

Информационной базой проекта послужили методические указания по обоснованию программ геолого-технических мероприятий, проектные и технологические документы на разработку месторождений, данные годовых отчетов и аналитические материалы добывающих компаний, законодательные и нормативно-правовые документы, внутренние регламенты, регулирующие деятельность предприятий нефтегазового сектора экономики.

Дипломный проект состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цели и задачи исследования, определен объект и предмет исследования, отражена научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе рассмотрены теоретические аспекты стратегического и оперативного планирования деятельности добывающего предприятия. Выявлены тенденции и особенности планирования программ ГТМ в рамках стратегического и тактического управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобычи. Выделены и систематизированы этапы формирования программы ГТМ, доказана необходимость ориентации на стратегические приоритеты при разработке программы ГТМ.

Во второй главе систематизированы методические основы экономического обоснования эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и выявлены основные направления совершенствования существующих методик. Охарактеризованы методы оценки рисков при обосновании целесообразности реализации ГТМ и проведен анализ возможности их использования в конкретных условиях.

В третьей главе обоснована необходимость учета стратегических целей добывающего предприятия при принятии решений о целесообразности реализации комплекса мероприятий по интенсификации добычи и разработана процедура формирования программы ГТМ, предполагающая оптимизацию целевой функции на основе заданного критерия оптимальности. Предложен перечень показателей, по которым проводится оценка ГТМ и их отбор, рекомендовано использование комплексного критерия для принятия управленческих решений. Разработаны предложения по корректировке методики расчета чистого дисконтированного дохода и обоснована необходимость учета дополнительных рисков, обусловленных спецификой ГТМ в добыче УВС.

В четвертой главе отражены вопросы «Экологичности и безопасности проекта».

В заключении сформулированы основные выводы и предложения.



1. Теоретические основы и особенности экономического обоснования программ геолого-технических мероприятий добывающих предприятий РФ

1.1 Современные проблемы и необходимость оптимизации программ ГТМ добывающих предприятий РФ

Современная экономическая система для нормального бескризисного функционирования требует постоянного экономического роста. Фундаментально теорию экономического роста исследовали в своих трудах Р. Солоу, П. Ромер, также Е. Домар, Р. Харрод и другие [6,9,11,23,24]. Классически экономический рост определяется как долгосрочная тенденция увеличения реального выпуска на душу населения за счет следующих факторов:

1. наличие должных по качеству и количеству природных ресурсов;

2. научно-технический прогресс и увеличение эффективности труда;

3. трудовые ресурсы;

4. накопленный капитал.

Качество и количество УВС является основным фактором экономического роста, прямо и косвенно влияющим на экономический рост. Если прямое влияние наличия ресурсов УВС очевидно, то косвенное влияние заключается в том, что открытие и внедрение более эффективных энергоресурсов повышает производительность труда, что в конечном итоге приводит к экономическому росту. Важно подчеркнуть, что экономический рост - это количественный показатель, который в конечном итоге означает увеличение потребления.

Рост потребления УВС обеспечивается за счет увеличения масштабов и эффективности производства, дополнительного выпуска товаров, предоставления услуг. Дополнительный выпуск требует дополнительной энергии. Таким образом, экономический рост непосредственным образом связан с ростом энергопотребления. Поэтому, для обеспечения наибольших темпов экономического роста необходимо обеспечить низкую цену на энергию: чем меньше цена на энергию, тем энергия доступнее и тем устойчивее экономический рост. Экономика прямо заинтересована в дешевых энергоресурсах, прежде всего в нефти и газе. Однако, цена на УВС постоянно растет. Возможно, потому что запасы легкодоступных энергоресурсов, прежде всего нефти, значительно истощились. Это в долгосрочной перспективе может привести к ограничению предложения энергоресурсов и негативно скажется на экономическом росте.

Объясняется это мировым экономическим кризисом и замедлением мировой экономики. На наш взгляд, снижение прогнозов в первую очередь связанно с высокой неопределенностью будущего прироста запасов. В прогнозе МЭА 2012 приведены объемы добычи с месторождений: к 2030 объем добычи нефти с еще не найденных месторождений составляет 19 млн. барр. в день. То есть, в Европе к 2020 году планируется увеличить долю возобновляемых источников энергии до 20%. Официально это объясняется сокращением антропогенного воздействия на климат и сокращением выбросов СО2 в атмосферу. Но для того чтобы эти программы заработали, необходимы высокие цены на нефть и газ. То есть, если не снизить прогноз добычи с уровня 117, то специалистам из МЭА пришлось бы добавить к ненайденному объему еще дополнительно 12 млн. барр. в день, что вызвало бы ряд сложных вопросов.

Рост цен на нефть связан с сокращающимися запасами легкой нефти и увеличению в добыче доли тяжелой нефти. Будущее нефтедобычи связывается с тяжелой, шельфовой и глубоководной нефтью. В целом же, можно выделить шесть признаков того, что мировая добыча нефти в скором времени пройдет пик добычи, после чего начнется общемировое сокращение добычи нефти.

Долгосрочное эффективное развитие нефтяной промышленности России при безусловном обеспечении интересов национальной безопасности страны решает следующие основные задачи: рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса - при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти; углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках.

Таким образом, основными тенденциями развития нефтегазодобывающей отрасли РФ стали:

Ч рост цен на углеводородное сырье;

Ч увеличение объемов добычи нефти и газа;

Ч увеличение объемов разведочного и эксплуатационного бурения;

Ч продолжение развития транспортной инфраструктуры;

Ч расширение присутствия России на рынке стран Азиатско-Тихоокеанского региона,

Ч увеличение поставок нефти в Китай;

Ч активное и масштабное проведение ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов.

Последнюю тенденцию в современном недропользовании мы решили изучить более конкретно, чтобы во второй и третьей главах дипломного проекта разработать комплекс эффективных ГТМ для исследуемой нами ВИНК.



1.2 Виды, целевые задачи и принципы выбора геолого-технических мероприятий. Особенности формирования программ ГТМ

Итак, 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 [Шелепов В.В. Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС // Бурение & Нефть. - 2011. - №11.-с. 6-8.].

В этих условиях среди приоритетных направлений инвестирования в нефтегазовый сектор РФ на ближайшие годы можно выделить интенсификацию добычи нефти из низкопродуктивных пластов, пополнение и наращивание извлекаемых объемов сырья с месторождений со сложным геологическим строением и падающей добычей, использование возможностей продуктивного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. Одной из основных задач при эксплуатации нефтяных месторождений является поддержание объемов добычи нефти. Продление экономически оправданного срока эксплуатации скважин осуществляется посредством проведения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) по повышению эффективности использования фонда скважин.

ГТМ - это работы, проводимые на скважинах для повышения и / или стабилизации дебита и/иди обеспечения их безаварийной эксплуатации. По данным ЦКР Роснедр по УВС всего за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний РФ за проектный период до 2030 гг. будет дополнительно добыто 2,2 млрд. т. нефти, что составит 20% от суммарных проектных показателей добычи по этим организациям за тот же период (10,9 млрд. тонн). [Шелепов В.В. Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС // Бурение & Нефть. - 2011. - №11.-с. 6-8.]

Таким образом, реализация ГТМ является необходимым условием эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия. Планирование и учет ГТМ, а также прогнозирование их эффекта является основным ключевым процессом в деятельности НДП. Однако, наличие широкого спектра различных ГТМ и наличие различных условий и критериев их применения предполагает необходимость формирования портфеля ГТМ - совокупность разнообразных ГТМ, направленных на достижение стратегических целей НДП и имеющих общие ограничения по ресурсам.

Выбор ГТМ для конкретной скважины сложен не только потому, что существует несколько вариантов ее решения, но и потому что любое необоснованное расчетами вмешательство подобного рода в процесс эксплуатации скважины может привести к экономическим потерям, которые исчисляются не только прямыми затратами на проведение мероприятия, но также и недополученной прибылью [Музипов Х.Н., Савиных А.Ю. Новая технология повышения производительности добывающих скважин с помощью ультразвука. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №12. - с. 53-54.].

В целом, можно сказать, что формирование программы ГТМ предполагает принятие управленческих решений относительно того на каких скважинах и какие виды ГТМ будут проводится. При этом в качестве информационной основы используются данные об эффективности мероприятий, параметры скважины, первоначальные заданные условия, показатели эффективности по различным альтернативным ГТМ и т.д., а также принятие решения зависит от того какую стратегию реализует компания.

Действующие в настоящее время в нефтяном бизнесе вертикально - интегрированные компании имеют различные цели и стратегии. ОАО «Газпромнефть» - ориентированный на стратегическое развитие, отличается стремлением наиболее полно реализовать свои конкурентные преимущества и стать многопрофильной диверсифицированной корпорацией. Одной из задач компании является освоение нефтегазоносных провинций Западной Сибири.

ОАО «Газпромнефть» по праву считается ведущей компанией по внедрению и применению ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи. Доля дополнительно добываемой нефти за счет проведения этих мероприятий составляет около 46% от фактической добычи. Такой эффект достигнут в первую очередь за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов. Только за счет этих методов в 2012 г. дополнительно добыто 21,5, а в отчетном 2013 г. - 28,3 млн тонн нефти.

Если взглянуть на компании - лидеры, то такую тенденцию можно отметить среди всех. Так, цель ЛУКОЙЛа - обеспечить стабильный и долгосрочный рост бизнеса, трансформировать ЛУКОЙЛ в лидирующую мировую энергетическую компанию. Суммарные показатели ОАО «ЛУКОЙЛ» за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов более чем вдвое - скромнее, чем в Сургутнефтегазе: в 2013 г. добыто 13,9 млн. тонн.

ОАО «НК «Роснефть» ставит перед собой задачу устойчиво наращивать добычу нефти при условии благоприятной макроэкономической конъюнктуры и оптимальной системы налогообложения. Стратегическим приоритетом является эффективное извлечение запасов и обеспечение максимального коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях.

Прогрессирующий рост ТИЗ и увеличение доли запасов, не извлеченных после заводнения, предопределяет все возрастающую роль технологий увеличения нефтеотдачи. Одной из важнейших задач рациональной разработки нефтяных месторождений является поддержание высокого уровня добычи УВС на ее третьейи четвертой стадиях. В процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на нефтедобывающих скважинах с целью увеличения длительности их работы, поддержания базовой добычи нефти, повышения нефтеотдачи пласта.

В этой связи широкое применение нашел метод гидроразрыва пласта. 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 Северная лицензионная территория Приобского месторождения (ОАО ПК «Роснефть»), где все добывающие и нагнетательные скважины вводятся из бурения с проведением ГРП. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП в 2011 г. в целом составила 47 млн тонн, или 40% от всей дополнительно добытой нефти по стране, в 2012 г. этот показатель несколько снизился [ГО за 2012 год ОАО «НК «Роснефть». - Москва, 2012. -285 с.].

Классификация ГТМ довольно широка. Выделяют такие мероприятия, как обработка призабойной зоны, приобщение пластов, удаление отложения солей, оптимизация работы скважины, прострел пластов, удаление асфальто-смоло-парафиновых отложений, изменение способов эксплуатации, вывод из бездействия и т.д. При этом способы проведения каждого вида ГТМ также делятся на категории в зависимости от применяемых методов. Таким образом, все существующие геолого-технические мероприятия можно сгруппировать следующим образом (рис. 1.6.).

Рисунок 1.6. - Комплекс геолого-технических мероприятий

ГТМ могут проводиться в разнообразных целях, которые достигаются посредством выполнения различных видов или комплексов работ, включающих несколько видов ГТМ. (табл. 1.1).

С 1970 г. были апробированы и нашли широкое применение такие методы повышения нефтеотдачи пластов, как: закачка водоизолирующих композиций на основе силикатных и щелочных реагентов, полимеров, латекса, алюмохлорида, глинистых суспензий, технологии активизации пластовой микрофлоры, закачка активного ила, продуктов биосинтеза, а так же их различные модификации. В таблице представлена оценка эффективности данных методов, выраженная в приросте добычи нефти [Ерошевский С.А. Формирование стратегии развития потенциала нефтедобывающего предприятия. // Сборник статей. Самарский государственный экономический университет, 2010 г.].

Таблица 1.1. Цели проведения ГТМ

Результаты (цели) работ	Виды ГТМ
Ввод новых скважин	Любые методы
Ввод в действие ранее ликвидированных скважин	Любые методы
Вывод скважин из бездействия / консервации	Любые методы
Перевод скважин из одной категории в другую по назначению	Любые методы
Изменение способа эксплуатации скважин (перевод скважин на другой вид добычи)	Любые методы
Интенсификация добычи нефти	Любые методы (кроме МУН), в основном ОПЗ, ГРП
Повышение нефтеотдачи пластов	МУН, ГРП, ГДИ
Устранение неисправностей и ликвидация аварий (не связанные с выводом скважин из бездействия)	Любые методы
Планово-предупредительный ремонт (ПНР)	ОПЗ, РИР, МУН, ГИС и ГДИ, прочие

геологический портфель технический

По данным таблицы 1.2. следует, что за счет испытания и внедрения инновационных методов повышения нефтеотдачи пластов за более чем 30-летний период дополнительно добыто более 5 млрд. т. нефти со средним приростом добычи 1,06 тыс. т. на одну скважину.

Таблица 1.2. Эффективность основных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Метод повышения нефтеотдачи пласта	Период внедрения, годы	Число скважин, шт.	Прирост добычи нефти, тыс. тонн
			Всего	На 1 скв.
Силикатно-щелочное воздействие	1986-2012	753	1169,8	1,55
Щелочно-полимерное воздействие	1987-2012	736	834,7	1,13
Закачка:
Сухого активного ила	1993-2012	568	555,3	0,98
Стабилизированного латекса	1998-2012	648	360,1	0,56
КХА (комплексный химический реагент)	1994-2012	322	397,3	1,23
Композиция «КОГОР»	1996-2012	262	363,1	1,39
БиоПАВ (поверхностно-активное вещество)	1998-2012	516	406,7	0,79
Щелочно-дистиллерных жидкостей	1978-2012	1108	1108,8	1,00
ИТОГО	-	_4907	5195,8	1,06

Но, применение ГТМ не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Для выявления значимости МУН следует рассмотреть преимущества и недостатки проведенных на предприятии методов [Анализ хозяйственной деятельности в промышленности: Учебник для студентов специальности «Бухгалтерский учет, анализ и аудит» / Н.А. Русак; под общ. ред. В.И. Стражева. - 3-е изд., перераб. и доп. - Минск: Вышэйшая школа, 1998. 399 с.].В таблице 1.3. рассмотрены методы, применяемые на различных НДП, данные методы и технологии не могут быть названы инновационными, но могут успешно применяться для дополнительной добычи нефти.

Таблица 1.3. Преимущества и недостатки методов повышения нефтеотдачи пластов

Метод	Преимущества	Недостатки
Гидроразрыв пласта	1. Уменьшение расходов на подземное оборудование и прилегающие коммуникации; 2. Снижение капиталовложений при увеличении производительности малодебитных скважин.	1. Кратковременный приростдобычи; 2. Высокие затраты; 3. Трудоемкий ипродолжительный процесс.
Солянокислотная обработка	1. Технология реализуется на базе отечественного оборудования ихимпродуктов; 2. Является недорогостоящимметодом.	Низкая длительность эффекта и низкий среднесуточный дебит.
Гидропескоструй пая перфорация	1. Высокая длительность эффекта; 2. Средний суточный прирост дебита.	Снижает технико-экономические показатели.
Депрессия с использованием бурового комплекса «Гибкая непрерывная труба»	1. Сокращение срока окупаемости и затрат на бурение; 2. Увеличение дебита в 3-4 раза; 3. Увеличение скорости спуско - подъемных операций и скоростипроходки;	1. Трудоемкий и продолжительный процесс; 2. Требует значительных финансовых вложений.
ОПЗ растворителями и ПАВ	Наиболее эффективно применение этой технологии на одном гидродинамически связанном участке нагнетательной и добывающих скважин	Увеличивает загрязнение пласта и снижает технико-экономические показатели
Бурение горизонтальных скважин	1. Повышение эффективности применения многих устаревших методов воздействия на пласт; 2. Увеличение времени «безводной» эксплуатации скважин 3. Эффективная промышленная разработка запасов, ранее считавшихся неизвлекаемыми; 4. Исключение основных видов осложнений в процессе бурения.	1. Увеличивает загрязнение пласта и снижает технико-экономические показатели; 2. Избыточное давление, т.е. инструмент потребляет энергии фактически как второй двигатель.

Кроме рассмотренных методов, в настоящее время выделяют новые возможные варианты методов повышения нефтеотдачи пластов [Абасов М.Т., Эфендиев Г.М, Стреков А.С. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации // Нефтяное хозяйство. 2012. №10. С. 70.], к которым относятся: акустическое воздействие на пласт и одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Преимущества и недостатки данных методов представлены в таблице.



Таблица 1.4. Преимущества и недостатки МУН

Метод	Преимущества	Недостатки
Зарезка боковых стволов	1. Приемлем для пласта любой мощности, на любой стадии разработки месторождения; 2. Позволяет вывести скважины из бездействующего фонда; 3. Позволяет увеличить нефтеотдачу на20-30%; 4. Ликвидация аварий с обсадными колоннами и внутрискважинным оборудованием; 5. 3начительно дешевле бурить боковой ствол вместо полноценной разведочной скважины; б. Высокий среднесуточный прирост дебита;	1. Требует больших финансовых вложений (покупка оборудования, обучение персонала); 2. Длительность операции.
Одновременно-раздельная эксплуатация скважин	1. Одновременная эксплуатация объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти; 2. Повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.	1. Увеличение технологических рисков при эксплуатации, ремонте оборудования, проведении ГТМ; 2, Ограничения: диаметр эксплуатационной колонны, глубина скважины.

Наиболее популярной является технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Ее использование позволяет организовать экономически рентабельную совместную разработку по единой сетке скважин сложнопостроенных малопроницаемых пластов без снижения качества их выработки.

На месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высокий баланс остаточных запасов. Для полного извлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов в нефтедобывающих компаниях применяют различные методы по повышению нефтеотдачи пластов [Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 128 с.]. Методы различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой энергии.

Применяемые в ОАО «Газпромнефть» методы повышения нефтеотдачи представлены в таблице 1.5.

На данный момент самым эффективным методом повышения нефтеотдачи является гидроразрыв пласта. Основой его успешного применения является высокая критичность выбора объектов, а так же максимальная адаптация технологии проведения к горно-геологическим условиям выбранных объектов. Объекты выбираются на основе обобщенных критериев, учитывающих геологические особенности пласта, текущее состояние его разработкии технологические разработки ГРП. За год на месторождениях компании выполняется около 750 операций ГРП, из них более 400 - на старом фонде, где эффективность составляет свыше 2000 тонн дополнительной добычи нефти в среднем на одну операцию гидроразрыва. Бурение скважин с горизонтальным стволом позволяет компании существенно увеличить зону дренирования, повышает дебит в 2-3 раза и сокращает количество скважин в 1,5-2 раза по сравнению с традиционным бурением [ГО за 2012 г. ОАО «Газпромнефть». - 2012. - 154 с.].

Отдавая предпочтение тем или иным технологиям, компания делает ставку на самые передовые. Это достаточно дорогостоящие технологии, поскольку в большинстве случаев приходится использовать импортную технику - в РФ конкурентоспособных аналогов пока нет. Это относится и к технологии строительства многоствольных скважин, и к зарезке боковых стволов, и к ГРП.

В России распространены первичные и вторичные методы ГТМ (закачка воды и бурение скважин), в то время как за рубежом все больше используются так называемые третичные методы - методы увеличения нефтеотдачи (МУН). [Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.-С. 12-13.].Таким образом, по цели воздействия все ГТМ подразделяются на (рис. 1.7.):

1) первичные (механизм основанный на естественной энергии пласта);

2) интенсификации притоков (или вторичные методы нефтеотдачи);

Методы интенсификации добычи (ИДН) - это методы, которые увеличивают текущую добычу нефти, но не конечную нефтеотдачу. Такие известные технологии интенсификации добычи, как ГРП, бурение ГС, закачка воды в пласт не относятся к методам увеличения нефтеотдачи (МУН) в общепринятом понимании. Методы же увеличения нефтеотдачи (или третичные методы), напротив, основным назначением имеют повышение конечной нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов.

Такоеразграничение методов воздействия на пласт носит известную долю условности, так как любой из методов воздействия является и интенсифицирующим, и увеличивающим конечную нефтеотдачу.

Отнесение его к ИДН или МУН подчеркивает, какое из этих свойств в нем является главным. Например, гидроразрыв пласта носит черты методов интенсификации, т.е. резко увеличивает текущую добычу нефти, но он является и методом увеличения конечной нефтеотдачи за счет того, что техногенные трещины позволяют дренировать удаленные от забоя скважины зоны пласта, которые при обычном вскрытии пласта в работу бы не вовлекались [Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США. // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №11. - с. 8-9.]

Под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К ним относятся физико-химические, газовые, тепловые, микробиологические методы.

Физико-химические методы улучшают заводнение путем снижения межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз.

Механизмы воздействия и области применения методов в таблице далее.

Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.7.).

Таблица 1.7. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи

Метод	Механизм воздействия	Область применения
Форсированный отбор жидкости	Технология метода заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких градиентов давления.	Неэффективно на скважинах с однородными пластами. Обводненность продукции не менее 80-85%;
Циклическое заводнение	Периодическое изменении режима работы залежи путем периодического изменения расходов (давлений) воды, при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давлений по отдельным группам скважин.	В слоисто-неоднородных, гидрофильных коллекторах, при высокой остаточной нефтенасыщенности
Заканчивание скважин горизонтальным забоем	Горизонтальные скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта, в результате увеличивается продолжительность безводной эксплуатации.	-относительно небольшие глубины залегания пластов, не превышающие 1500 м; - общие толщины продуктивных пластов - 5-10 м; - низкая степень разбуренностизалежей и достаточно высокие значения остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти; - низкопроницаемые пласты, - залежи высоковязких нефтей



Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.7.) или методы регулирования представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабо дренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых балансовых запасов нефти в объекте разработки.

Газовый метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

Рисунок 1.10. Механизм циклического воздействия на пласт

К преимуществам метода можно отнести: использование недорого агента - воздуха; использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Газовые методы рассмотрены в след. таблице.

Таблица 1.8. Газовые методы увеличения нефтеотдачи

Метод	Механизм воздействия	Область применения
Закачка газа высокого давления и растворителя	При закачка газа подбираются такие давления нагнетания и состав газа, при которых вытеснение нефти является максимально возможным при данных условиях и технологии.	Низкопроницаемые пласты, насыщенных легкими и маловязкими нефтями
Водогазовое воздействие	Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой, либо попеременной закачкой воды и газа

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Тепловые методы представлены в таблице ниже.

Таблица 1.10. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

Метод	Механизм воздействия	Область применения
Вытеснение нефти паром	Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти	-глубина продуктивного пласта не более 1200 м; - толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, более 15 м; - вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с; - остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50% - плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3
Циклическое нагнетание пара	При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил - горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев.
Внутрипластовое горение	Метод основан на способности углеводородов в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выделение теплоты.

Микробиологический метод основан на том, что активация микрофлоры осуществляется введением в пласт раствора биогенов, источника кислорода и при необходимости биомассы углеводородокисляющих микроорганизмов.

Условия успешного применения метода:

- тип коллектора - терригенные отложение, песчаники;

- глубина продуктивного пласта не более 3000 м;

- вязкость нефти в пластовых условиях выше 10-500 мПа*с;

- пористость 12-25%.

Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов. Основной вклад в дополнительную добычу нефти на предприятии происходит за счет применения шести наиболее эффективных методов воздействия: ОПЗ химическими методами, выравнивания профиля приемистости, гидравлического разрыва пласта (ГРП), перфорационных работ, выравнивания фронта вытеснения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем (ГС, БГС). На них приходится 86,3% от всего объема дополнительной добычи.

Все технологии по видам воздействия объединены в три группы:

Гидродинамические (циклическое заводнение в комплексе с регулированием фильтрационных потоков, форсированные отборы жидкости, закачивание воды, выравнивание фронта вытеснения, депрессионные методы, заканчивание скважин горизонтальным забоем);

Обработка призабойных зон (химические, физические ОПЗ, выравнивание профиля приемистости, ГРП, перфорационные методы);

Изоляционные методы (снижение водопритоков, ликвидация межпластовых и заколонных перетоков, отключение пластов и т.д.).

На начало 2014 года, опробовано более 90 технологий, из которых наиболее эффективными оказались: заканчивание скважин горизонтальным забоем, ОПЗ химическими методами и ГРП. Объем применения этих методов от общего объема по воздействию на пласты составил 55%, средний технологий эффект по сравнению с другими методами возрос в 7,6 раз, а дополнительно добытая нефть увеличилась на 21%.

Использование методов повышения нефтеотдачи пластов входящие во вторую группу - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработаны, испытаны и сданы более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности 85-95%.Цель метода - повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью ГРП - лучший способ повышения продуктивности создания притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.



Рисунок 1.12. Схема проведения ГРП

На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и заканчиваемой воды. Для этой цели применяются методы третьей группы. Изоляционные методы, в результате проведения которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация за колонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной изоляции.

При разработке месторождений с маломощными коллекторами низкой или неравномерной проницаемости, труднодоступных запасов нефти наиболее эффективны физические методы повышения нефтеотдачи и методы вытеснения нефти смешивающимися с нею агентами. Для разработки пластов с высокой обводненностью, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, при вводе в разработку недренируемых запасов нефти, отработке ТИЗ, приуроченных к низкопродуктивным коллекторам эффективны физико-химические и физико-гидродинамические методы повышения нефтеотдачи.

Область применения биологических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи: повышение нефтеотдачи высокообводненных пластов; добыча вязких и высоковязких нефтей; обессеривание нефти; очистка внутрискважинного оборудования от асфальто-смолопарафиновых отложений; защита нефтепромыслового оборудования от сульфида железа и сероводородной коррозии; очистка почвы и водоемов от нефтяного загрязнения.

Известно, что эффективность разработки месторождений в любой стадии, в поздней и завершающей особенно, зависит, прежде всего, от конструкции, технического состояния забоя скважины (фильтра), крепи в интервале продуктивной толщи и гидродинамической характеристики призабойной зоны продуктивных пластов. В процессе заканчивания скважин и последующей длительной эксплуатации все элементы крепи в интервале продуктивной толщи (в зоне фильтра особенно) и призабойной зоне продуктивных пластов подвергаются интенсивным гидромеханическим и физико-химическим воздействиям негативного характера. Наибольший ущерб при этом связан с нарушениями гидроизоляции фильтра от посторонних флюидонасыщенны х пластов вследствие формирования в заколонном пространстве каналов межпластовых перетоков, а также сухудшением фильтрационных характеристик призабойной и удаленной зон нефтегазонасыщенных пластов. Поэтому разработка и внедрение в производство более эффективных технологий по восстановлению улучшению фильтрационных характеристик продуктивных пластов и долговременной их изоляции от посторонних для повышения качественных и технико-экономических показателей методов с каждым годом приобретает все большую значимость.

Процесс дальнейшего развития работ в этой области связан также с непродолжительностью времени действия эффекта, средние значения которого составляют от 2-3 до 6-9 месяцев. Это обстоятельство, сокращая межремонтных период эксплуатации скважин, ведет к росту объемов ОПЗ, РИР и МУН, а также к тем негативным последствиям, которые отмечены выше.

Развитие технологий в повышении нефтеотдачи пластов должно подразумевать под собой развитие методов оценки экономической эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти, так как разработка месторождений должна учитывать определенную специфику геолого-техничесих мероприятий.

Каждый метод обработки имеет свою область рационального использования, свои преимущества и недостатки. С этим необходимо считаться при выборе метода воздействия на призабойную зону пласта.

Решающим фактором эффективности интенсификации производительности скважины является особый подход к каждой, предназначенной для обработки скважине. Примером стремления к такому подходу может служить опыт ОАО «Газпромнефть». Необходимо отметить, что мероприятия по улучшению (восстановлению) проницаемости ПЗП скважин не только обеспечивают увеличение текущей добычи нефти, но и способствуют повышению нефтеотдачи продуктивного пласта.

В мировой практике существуют и другие классификации ГТМ, в одной из которых все методы делятся на две большие группы:

1. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

1.1. Тепловые методы: паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин; комбинированное воздействие.

1.2. Газовые методы: воздействие на пласт углеводородным газом; воздействие на пласт диоксидом углерода (смешивающееся несмешивающееся) вытеснение; воздействие на пласт азотом; воздействие на пласт дымовыми газами; водогазовое - воздействие; комбинированное воздействие.

1.3. Физико-химические методы, основанные на создании внутрипластовых оторочек химических композиций (суммарный объем воздействия более 1% парового объема участка-элемента):вытеснение нефти растворами ПАВ; вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами; вытеснение растворителями, включая мицеллярные растворы; вытеснение нефти щелочными растворами (включая ПАВ - щелочь); вытеснение нефти кислотами; комбинированное воздействие.

1.4. Опытно-экспериментальные методы, включая микробиологическое, волновое, электрическое площадное воздействие напласт и др.

2. Методы воздействия на пласт и скважинные технологии, обеспечивающие современный мировой уровень коэффициента нефтеизвлечения.

2.1 Методы разработки месторождения, основанные на проектном массовом применении ГРП, горизонтальных и многозабойных скважин.

2.2. Технологии регулирования режимов работы действующей системы разработки месторождений: технологии нестационарного заводнения; гидроразрыв пласта; выравнивание (регулирование) профилей приемистости; обработка призабойной зоны скважин различными методами (сейсмоакустическое, электрическое, кислотное, ПАВ, растворители и др.), включая системное воздействие на пласт.

2.3. Технологии и методы улучшения (трансформирования) действующей системы разработки месторождения: изменение системы заводнения (перенос фронта заводнения, организация очагов, разрезающих рядов, барьерного заводнения и др.); уплотнение сетки скважин и бурение дополнительных скважин, включая вторые стволы и горизонтальные скважины; разукрупнение объектов разработки или их приобщение.

Методы первой группы являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. При этом обеспечивается изменение структуры дренируемого объема пласта (увеличение коэффициента вытеснения нефти, масштабное увеличение охвата пласта воздействием, изменение реофизических характеристик системы коллектор - пластовые флюиды - вытесняющий агент). Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных НИР в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.

Методы второй группы, включая гидродинамические методы ГТНП, являются способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных программно-имитационных моделей. Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов [Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новой технологии на месторождениях РФ // Нефтяное хозяйство, 2009. - №10. - с. 21-22].

В России много лет активно занимаются проблемой создания, испытания и применения третичных МУН. Темпы работ в этой области стали увеличиваться с 1976 г. после выхода Постановления Правительства СССР. Если в 1975 г. добыча нефти в СССР за счет применения МУН составляла 1,6 млн. т, то уже к 1985 г. увеличилась до 5 млн. т. Особое развитие получили тепловые методы воздействия на пласты, насыщенные высоковязкими нефтями, которые к 1985 г. обеспечивали более 60% общей добычи МУН. Во многом их развитию способствовало создание к этому времени отечественных парогенераторов, компрессоров и специального скважинного оборудования.

Еще более возросла добыча нефти за счет применения МУН после 1995 г. и к 2012 г. составила 21,4 млн. т, в том числе по тепловым методам - около 6,9 млн. т и по физико-химическим - 14 млн. т. К этому времени уже имелся опыт применения МУН на 365 участках 150 месторождений страны, из которых в разработке находилось 159 участков на 120 месторождениях. Под применение МУН всего было вовлечено более 5 млрд. т. балансовых запасов нефти. Реализуемые проекты обеспечили прирост извлекаемых запасов около 250 млн. т.

В дальнейшем объемы применения МУН и добыча за счет них начали снижаться (табл. 1.11). К сожалению, точные и конкретные данные по объему и эффективности применения этих методов в России за 2010-2012 гг. отсутствуют (существовавшая в прежние годы система статистической отчетности по МУН была разрушена в начале 90-х годов), поэтому указанный период можно охарактеризовать только на основе общих оценок и косвенных показателей.

В начале 2012 г. по запросу Минэнерго РФ нефтяные компании России представили данные о дополнительной добыче нефти за счет МУН. В соответствии с этими данными в 2011 г. добыча нефти в России составила 29,9 млн. т, в том числе за счет тепловых методов - 2,2 млн. т и физико-химических методов -27,7 млн. т. Однако, приведенная добыча нефти, особенно с применением физико-химических методов, завышена. Из основных причин возможного завышения следует назвать, во-первых, отсутствие единого подхода к систематизации и перечню МУН. Часто в их число неправомерно включаются технологии интенсификации добычи нефти, т.е. увеличивающие текущую добычу нефти, но не извлекаемые запасы, а также технологии снижения текущей обводненности скважин. Другой причиной неточности оценки добычи нефти за счет МУН является отсутствие в отрасли методики определения эффективности применения технологий воздействия на пласт и призабойную зон.

Последняя редакция «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» была утверждена в качестве отраслевого РД в 1993 г. и в настоящее время уже не действует. Наиболее частой причиной завышения добычи является определение эффекта по отдельным скважинам без учета их интерференции. Сделанные оценки с учетом указанных факторов показали, что реальная добыча нефти за счет применения физико-химических МУН по России не превышает 12-15 млн. т/год, а за счет применения всех МУН - 10-12 млн. т/год.

В России преимущественное развитие получают физико-химические методы, в то время как в других странах, например в США и Канаде, - тепловые и газовые. В обобщенном виде доли добычи нефти за счет применения МУН за последние 25 лет в России и США приведены в таблице. Из нее видно, что в США все эти годы большую долю добычи за счет МУН обеспечивали тепловые методы, хотя уже с конца 80-х годов наблюдается снижение доли добычи этими методами (без уменьшения объемов общей добычи) за счет увеличения объемов добычи нефти газовыми методами. Добыча нефти за счет химических методов в лучшие годы не превышала 3% общей добычи за счет применения МУН. В РФ уже с конца 80-х годов доля добычи нефти за счет физико-химических методов стала > 50%, в дальнейшем постоянно росла (доля добычи за счет газовых методов не превышала 7%), а в настоящее время> 80%.

Большие объемы применения химических методов по сравнению с США объясняются различиями в структуре запасов: в США большую часть запасов составляют нефти повышенной вязкости. Немаловажно и то, что большинство месторождений России имеет высокую обводненность пластов вследствие повсеместного применения заводнения. Однако, роль доминирующего положения химических методов в России играет возможность завышения объемов добычи нефти за счет применения физико-химических методов. В целом объемы применения МУН в стране недостаточны, особенно с учетом прогнозируемого ухудшения качества разрабатываемых запасов и необходимости получения опыта применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий. Дальнейшие перспективы применения МУН в России зависят от некоторого ряда причин (рис. 1.14.).