Международное сотрудничество в области инновационного развития технологий нефтедобычи на примере деятельности компании ОАО «Зарубежнефть» icon

Международное сотрудничество в области инновационного развития технологий нефтедобычи на примере деятельности компании ОАО «Зарубежнефть»


1 чел. помогло.
Смотрите также:
Современное состояние и перспективы применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи на...
Международное сотрудничество...
Выступление первого вице-президента ОАО «ржд» В. Н...
Приглашаем Вас принять участие в работе Международного инновационного форума «трансфер...
Международное сотрудничество как ресурс развития межкультурного взаимодействия субъектов...
График лекций по курсу мпп. 2-й семестр 2009-2010 учебного года. Дата. Тема >09. 03...
Доклад по дисциплине «Международный маркетинг» тема: Продвижение новой услуги...
Опорный конспект по теме 19 Международное сотрудничество в борьбе с преступностью...
Программа развития гимназии №105 Санкт-Петербург 2011 год программа развития гимназии №105...
Курс магистратура международные отношения международное сотрудничество в области окружающей...
Деловая программа...
Руководство по организации и ведению фонда результатов ниокр ОАО «газпром»...



Загрузка...
страницы: 1   2   3   4   5   6
вернуться в начало
скачать
^

Технологии и методы нефтедобычи


Для рассмотрения вопросов, связанных с организацией международного научно-технологического сотрудничества в области развития технологий нефтедобычи была рассмотрена методика и, непосредственно, сами технологические аспекты добычи нефти. Данная часть работы выполнялась с целью более подробного и детального рассмотрения предложенной темы.
^

Способы нефтедобычи


Добыча нефти - это процесс её вытеснения в скважину из пористого пласта замещающим агентом. Обычно в качестве такого агента используют газ или воду, зачастую один из них или оба имеются внутри или невдалеке от коллектора. Если их нет, разработчик месторождения может закачивать газ или воду через нагнетательные скважины.

Три главных природных механизма нефтевытеснения включают режим растворенного газа, газонапорный и водонапорный режимы. Избранный тип движущей силы задает условия эксплуатации и в значительной степени определяет окончательную степень нефтеотдачи. Эти три метода различаются по своим свойствам, механизмам и эффективности.

При вытеснении в режиме растворенного газа нефть вытесняется при выделении газа из раствора в нефти. Это происходит, когда давление в пласте снижается в результате добычи.

При вытеснении в газонапорном режиме действующий фактор – шапка свободного газа – с самого начала присутствует над нефтеносным участком. При таком механизме понижение давления вызывает расширение газовой шапки. По мере её расширения вниз и проникновения в расположенную ниже структуру нефтяной зоны она выталкивает нефть в направлении областей пониженного давления - добывающих скважин.

При вытеснении в водонапорном режиме вода из соседних слоев проникает в нефтеносную часть коллектора. При понижении давления в скважине вода течет в направлении понижения давления, проникает в нефтеносную зону, вытесняет нефть из пористой породы и толкает её перед собой в направлении скважины.
^

Факторы, влияющие на нефтеотдачу


Количество нефти, которое можно извлечь из коллектора, колеблется в широких пределах и зависит от природных условий в подземной структуре и от свойств жидкости, а также от разработчика и от выбранного метода разработки месторождения. Среди факторов, влияющих на нефтеотдачу, назовем следующие:

  • характеристики продуктивного пласта, например, пористость, проницаемость, содержание межпластовой и захваченной воды, однородность, непрерывность и структурная конфигурация;

  • свойства нефти в коллекторе, например, вязкость, сжимаемость, количество газа в растворе;

  • средства регулирования, например. Природная энергия, скорость добычи, изменение давления;

  • состояние скважины и расположение относительно структуры.



^

Методы добычи - оборудование и опробование


Классификация скважин по методу подъема

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой то искусственный способ подъема.

Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и коллекторе.

По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивает фонтанирование скважины.

^

Механизированная добыча



Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

  • газлифт

  • плунжерный лифт

  • добыча штанговыми насосами

  • откачка пневматическими и гидравлическими насосами

  • откачка роторными насосами

  • откачка гидравлическими глубинными насосами

  • откачка электрическими погружными насосами


Для достижения максимальной экономической эффективности при добыче нефти следует учитывать изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени.20


Прежде чем говорить об увеличении нефтеотдачи, необходимо установить базу, по отношению к которой происходит это увеличение. В международной практике в качестве базового принимается такой метод разработки, при котором потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии месторождений, т.е. режим растворенного газа, упруговодонапорный режим и режим газовой шапки. Начальными или первичными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая её часть остается в пласте. Если естественной энергии недостаточно, то применяются методы, которые направлены на поддержание пластовой энергии путем закачки воды и газа, т.е. так называемые вторичные методы. Очевидно, что данные методы используют те же вытесняющие агенты, а значит, принципиально не влияют на потенциал вытеснения нефти, хотя при этом увеличивается степень использования этого потенциала. Поэтому вторичные методы, в частности заводнение, наряду с естественными режимами также относятся к категории базовых. Добыча третичными методами, которая обычно называется методами увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов. (в международной терминологии: Enhanced Oil Recovery — EOR) характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента по сравнению с реализуемым при базовых способах разработки.

Заводнение

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные в определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта.

По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит её к добывающей скважине.
^

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)



В последнее десятилетие отсутствует официальная статистическая отчетность по объемам и эффективности применения современных МУН. Однако, согласно оценкам специалистов компании Зарубежнефть, за последнее десятилетие дополнительная добыча за счет применения современных МУН в нашей стране непрерывно снижается и в настоящее время ее объем в общей добыче нефти практически незаметен.

К настоящему времени в мировой практике освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи, которые также называют третичными:

- тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

- газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

- химические методы (заводнение с применением ПАВ, полимерное, мицеллярное заводнение и др.);

- микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

В частности, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторождений разбит на три основных этапа.

На первом этапе максимально используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил) – первичный метод.

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды и газа. Эти методы были названы вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако, по мере освоения современных МУН и расширения масштабов их применения, стало очевидным, что технологическая и экономическая эффективность их применения существенно зависит от времени начала их реализации. Чем раньше для разработки месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами, используются современные МУН, тем выше как технологические, так и экономические показатели разработки. Поэтому все чаще третичные методы применяются на первой или второй стадиях разработки месторождений. Таким образом, существуют три группы способов разработки.

  1. • Естественный режим;

  2. • Вторичные методы;

  3. • Современные МУН.

Под термином «современные МУН» понимаются именно технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты, а отнюдь не заводнение, которое, к сожалению, в настоящее время применяется слишком широко и без учета последствий. За последние 15 лет в РФ было практически свернуто применение современных МУН, а предпочтение отдано методам выборочной интенсификации добычи из активных запасов, даже если такие методы вели к снижению проектного КИН, за который с компаний никто не спрашивал. В «Концепции» подчеркивается, что особо опасно объявлять ГРП единственным способом разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Этот метод противопоставляется газовым методам, которые успешно развиваются в мировой практике, в частности, в США – родине ГРП, где массированный ГРП на нефтяных месторождениях не применяется, скорее всего, потому, что, в конечном счете, масштабное применение этого метода приведет не к увеличению нефтеотдачи, а к ее снижению.

Для трудноизвлекаемых запасов применение большеобъемных ГРП может привести лишь к кратковременному приросту добычи, после чего в последующий период придется затратить много средств и усилий, чтобы преодолеть негативные последствия заводнения.21

Для специалистов, имеющих желание правильно трактовать термин МУН, совершенно очевидно, что он означает способ разработки, а следовательно, подразумевает не только закачку рабочего агента и его вытесняющую способность, но и все мероприятия по интенсификации добычи нефти и увеличению охвата вытеснением, в том числе и систему размещения скважин, их плотность, применение ГРП, горизонтальных и многозабойных скважин, бурение боковых стволов. Все технологии обработки призабойных зон скважин и геолого-технические мероприятия являются составными компонентами как при базовых способах разработки, так и при применении МУН и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных МУН, т.е. самостоятельных способов разработки.

^ Мировая практика применения современных МУН
Свыше 90% мировых запасов углеводородов принадлежит национальным компаниям, которые обеспечивают до 70% мировой добычи нефти и газа. Любые нефтегазовые компании независимо от форм собственности нацелены на максимально возможное и экономически обоснованное извлечение углеводородного сырья. Поскольку, как показывает практика, масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (Табл.1), то можно сделать вывод, что они способствуют эффективному ведению нефтегазового бизнеса. До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%. В то же время соответствующая доля за счет применения химических МУН остается низкой. Это свидетельствует о том, что к настоящему времени еще не созданы эффективные химические МУН, способные стимулировать быстрое наращивание добычи нефти с применением данной группы современных МУН.

Таблица 1.22

Динамика масштабов применения современных МУН в мире, тыс. т



^ МУН,

млн. т/год

1985

1990

1995

2000

2006

Тепловые

40,6 (59,0)

53,2 (57,1)

61,5 (65,5)

86,2 (64,1)

89,5 (63,9)

Газовые

25,5 (37,1)

33,4 (35,9)

30,9 (32,9)

43,9 (32,7)

48,3 (34,5)

Химические

2,7 (3,9)

6,5 (7,0)

1,5 (1,6)

4,3 (3,2)

2,3 (1,6)

Всего

68,8

93,1

93,9

134,4

140,1

* Примечание: в скобках – доля от общей добычи, %.

Как видно из Табл. 1, за 21 год объем дополнительной добычи нефти за счет применения современных МУН вырос к 2006 г. в 2,5 раза, и примерно 10% мировой добычи нефти к этому времени осуществлялось с применением современных МУН. Наибольшие объемы применения современных МУН принадлежат США (Табл. 2)((Приложение 1). Это диктуется сложной структурой запасов в стране, но немаловажное значение имеет и многолетняя целеустремленная работа, направленная на создание системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти.

Добыча нефти за счет МУН в 2008 г. ожидается на уровне 32,16 млн. т, что меньше добычи в 2006 г, на 500 тыс. т, но будет реализовано на 32 проекта больше, чем в 2006 г. Снижение добычи нефти в 2008 г. в основном связано с уменьшением ее добычи на месторождениях тяжелой нефти в Калифорнии.

Как показывает рис.4, одновременно с ростом добычи нефти в США происходит снижение числа действующих проектов с применением современных МУН. С 1986 по 2002 г. число таких проектов снизилось с 512 до 227, т.е. более чем в 2 раза. Это обстоятельство дало повод некоторым специалистам — сторонникам свертывания в нашей стране современных МУН, говорить о снижении интереса за рубежом к этим методам. Однако данное утверждение является ошибочным и опровергается рядом очевидных фактов. Снижение числа проектов сопровождается значительным увеличением масштабов каждого проекта, причем средняя производительность проекта за рассматриваемый период увеличилась примерно в 3,5 раза и в 2002 г. составила 230 тыс. твг (рис. 4).





Рис.4 Динамика применения современных МУН на месторождениях США23

Высокий потенциал современных МУН со всей очевидностью подтверждается последней статистической информацией о применении этих методов в мире.

В табл. 3 представлены данные по мировой добыче нефти засчет новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по странам и регионам.


Таблица 3.24

^ Страны, млн. т/год



Тепловые

Газовые

Химические

Всего

%

2000

2006

2000

2006

2000

2006

2000

2006

2006/2000

США

23,0

16,6

16,4

17,4

<1

<1

39,4

34,1

-13,5%

Канада

9,0

14,5

2,0

3,3

0,6

0,3

11,6

18,1

+ 56%

ОПЕК

Без учета Венесуэлы

30,0

29,6

12,5

13,0

0,3

0,3

42,8

42,9

0

Венесуэла

10,8

12,0

7,9

8,5

-

-

18,7

20,5

+ 10%

Европа

0,4

0,5

2,4

3,6

-

-

2,8

4,1

+ 46,5%

Китай

10,0

11,6

0,6

0,5

2,5

0,8

13,1

12,9

-1,5%

Другие страны

3,0

4,7

2,1

2,0

0,9

0,8

6,0

7,5

+ 25%

Итого

86,2

89,5

43,9

48,3

4,3

2,2

134,4

140,0

+ 4,2%


Согласно материалам Лондонского форума 2004 г., применение уже освоенных современных МУН позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд тонн, и потенциально способно поднять величину средней проектной нефтеотдачи к 2020 г. с сегодняшних 35% до 50%.

В настоящее время опытные работы и промышленное применение современных МУН проводятся во многих странах мира. Так, закачка пара кроме США


практикуется также в Индонезии, Китае, Канаде, Колумбии и т.д. Закачка углеводородных газов — в США, Канаде, ОАЭ, Венесуэле, Ливии.

Нужно обратить внимание, что эти работы с МУН проводятся даже в странах, где имеется высокая обеспеченность высококачественными запасами, например на Ближнем Востоке. Газовые методы в сочетании с заводнением нашли применение и на шельфовых месторождениях Норвегии, где структура запасов гораздо лучше, чем США, Канаде, Китае или Венесуэле. К примеру, использование современных МУН на таких шельфовых месторождениях Норвегии, как Асгард, Стардфьорд и Гуллфакс, позволило поднять конечный КИН на 14-19%, или в 1,3-1,5 раза, в сравнении с нефтеотдачей, которую в середине 80-х гг. давали на них традиционные технологии заводнения.

Но, естественно, наиболее активно наращивают эти работы страны, где структура запасов сложная. По последним данным, индийская государственная нефтяная компания ONGC намерена потратить в течение следующих 5 лет до $ 11 млрд на модернизацию существующих объектов добычи в целях повышения коэффициента нефтеотдачи. Долгосрочные цели компании включают удвоение своих нефтегазовых запасов к 2020 г., а также повышение коэффициента нефтеотдачи с 28% до 40% в течение 20 лет. Основная часть новых запасов ONGC будет сконцентрирована на шельфовых и глубоководных месторождениях. Компания также планирует инвестировать порядка $436 млн в реализацию 15 программ доразработки месторождений.

В Канаде продолжается наращивание числа проектов с применением термических методов, в частности закачки пара гравитационного дренирования (steam-assisted gravity drainage -SAGD), а также методов циклической закачки пара. Например, по данным ряда нефтяных компаний и информации за 2007 г. Управле­ния занятости, иммиграции и промышленности провинции Альберта:

компания ConocoPhillips Canada начала в 2007 г. добычу нефти по первому этапу проекта на месторождении Surmont с использованием процесса SAGD; проектная добыча нефти соста­вила 1,25 млн. т/год; компания Petro-Canada на месторождении MacKey River с применением внутрипластовото горения в III квартале 2007 г. достигла годовой добычи 1,1 млн.т.

Корпорация Chevron разрабатывает месторождение Dun на Суматре (Индонезия) с применением МУН. Добыча нефти составляет около 9,5 млн. т/год, За счет внедрения МУН достигнута самая большая в мире добыча нефти. В 2007 г. корпорация Chevron сообщила о начале закачки ПАВ-полимеров на Опытном участке самого крупного в Индонезии месторождения Mmas. Геологические запасы нефти месторожде­ния составляют 550 млн. т. Закачку химических реагентов с охва­том всего месторождения планируется начать в 2011 г., первые результаты ожидаются в 2012 г.

В Албании компания Bankers Petrolum Ltd. начала закачку пара на опытном участке нефтяного месторождения Patos Marinza. Планируется пробурить еще восемь новых скважин в IV квартале 2008 г.; для реализации проекта по закачке пара.

Компания Petroleum Development Oman, кроме реализации проекта по закачке кислого газа на месторождении Harweel, в 2007 г. начала закачку пара на опытном участке месторожде­ния Amal West. На 2008 г. планируется закачка пара па опыт­ных участках месторождений Amal East и Thayfut.25
^

Опыт применения современных МУН в России



Примеры достижения высокого потенциала нефтеизвлечения за счет применения современных МУН имеются и в нашей стране, хотя последовательная работа по их развитию по-настоящему проводилась только в 1985-1991 гг., однако отдельные примеры имеют более длинную историю. Так, на основной залежи месторождения Оха с 1968 г. применяется отечественный метод сочетания паротеплового воздействия с заводнением. На этой залежи нефтеотдача в целом уже превысила 50%, а по отдельным элементам она составила 70%. При этом достигнуты самые низкие в мире затраты пара на добычу 1 тонны нефти. Аналогичные результаты получены на Ярегском месторождении за счет применения отечественных термошахтных способов разработки. Применение паротеплового воздействия на месторождении Зыбза-Глубокий Яр также на отдельных участках позволило довести нефтеотдачу до 50%. Благоприятные результаты могли быть получены и на Гремихинском месторождении с карбонатными коллекторами, если бы после приватизации работы по применению тепловых методов не были свернуты, а продолжалось бы их последовательное совершенствование. В последнее пятилетие перед развалом СССР успешно развивались работы по применению полимерного воздействия. Однако вследствие кризиса в 90-х годах эти работы также были свернуты.

Успешно развивался и созданный в нашей стране термогазовый метод, в том числе в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» в 80-х и начале 90-х гг. на основе соглашения между МНТК «Нефтеотдача» и Amoco (США).

Термогазовый метод основан на закачке воздуха в месторождения легкой нефти с пластовой температурой свыше 60-65°С. При такой температуре в пласте за счет самопроизвольных окислительных процессов формируется высокоэффективный рабочий агент, как правило, полностью смешивающийся с вытесненной нефтью. Поэтому не случайно результаты упомянутого выше международного проекта свидетельствовали о высоком потенциале термогазового метода.

В частности, на высокопродуктивном месторождении Гнединцы (Украина) после достижения нефтеотдачи 60% за счет применения термогазового метода КИН был доведен до 68%. По некоторым скважинам добыча нефти выросла в 5-8 раз, а дополнительная добыча составила примерно 50% от остаточных запасов, наблюдалось снижение обводненности продукции. Кроме того, за счет повышенной пластовой температуры достигалась полная утилизация кислорода. Аналогичные результаты были получены в США и на низкопроницаемых коллекторах. Тем не менее и этот перспективный отечественный метод в нашей стране оказался невостребованным. В США масштабы применения данного метода в последние годы быстро расширяются, а годовая дополнительная добыча нефти за счет этого уже достигла примерно 1 млн тонн .

Таким образом, мировой и отечественный опыт убедительно свидетельствует о высоком потенциале современных МУН, о возможности доведения средней степени извлечения нефти до 50% и выше.

В нашей стране, к сожалению, за последние 15 лет практически свернуто применение современных МУН. Хотя в отчетности многих добывающих компаний появляются вполне успокаивающие цифры о дополнительной добыче за счет МУН. Так, по данным статистики, в 2000 г. в РФ с применением МУН дополнительно получено до 20% общей добычи нефти, до 50% ее добычи из трудноизвлекаемых запасов. Однако такая отчетность не совсем верна, поскольку во многих компаниях к МУН относят все геолого-технические мероприятия, нацеленные на интенсификацию добычи, в том числе и из активных запасов. Сюда зачисляют и ГРП, и строительство горизонтальных скважин и боковых стволов, и т.д. Как уже отмечалось выше, эти технологии являются не самостоятельными способами разработки, а их составными компонентами. А потому применение данных технологий может в той или иной мере реализовать потенциал нефтеотдачи, определяемый способом разработки, составными компонентами которого они являются.

Нужно также подчеркнуть, что упомянутые выше технологии могут привести и к снижению нефтеотдачи, если их применение сопровождается нарушением системы разработки. В частности, это относится к массированным ГРП, которые далеко не всегда вписываются в применяемую систему разработки.

В итоге, несмотря на оптимистичные отчеты компаний, показатель нефтеотдачи в Российской Федерации постоянно падает и стал ниже среднемирового. А в странах, где планомерно занимаются технологиями, нацеленными на подъем КИН, как, например, в США, где уже 30 лет наращивается применение МУН, нефтеотдача растет и превышает среднемировой уровень, несмотря на худшую, чем в России, структуру запасов.

Промышленное внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи на находящихся в разработке месторождениях позволит уже к 2010 г. обеспечить прирост потенциальных извлекаемых запасов без затрат на разведку на 1,4-1,9 млрд. тонн и добычу нефти на 16-20 млн. тонн в год, а в 2020 г. прирост запасов составит 3,5-4,0 млрд. тонн и добыча увеличится на 60-80 млн. тонн в год.26
^

Себестоимость добычи нефти


Себестоимость добычи нефти представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе добычи нефти реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат.
Состав, классификация и группировка затрат в нефтегазодобывающей промышленности определяются следующими основными особенностями:
-технологическим процессом добычи одновременно двух продуктов: нефти и газа, а также необходимостью распределения расходов между ними;
-выпуском только готовой продукции и отсутствием незавершенного производства и полуфабрикатов

-последовательным осуществлением основных производственных процессов: поддержание пластового давления, извлечение продукции из скважин, сбор и транспортировка нефти и газа, комплексная подготовка нефти (сепарация газа, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти), подготовка и утилизация промысловых сточных вод, внешняя перекачка нефти и газа;
осуществление основных технологических процессов в автоматизированном режиме;
-ухудшением горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с этим снижением дебита скважин и ростом себестоимости добычи нефти и газа

^

Экономика применения современных МУН



Международный опыт свидетельствует, что формирование экономических условий, побуждающих недропользователей применять технологии и технические средства кардинального повышения нефтеотдачи, является результатом многолетней многоэтапной системной работы.

На современной стадии развития рыночных отношений в России первый этап создания механизма стимулирования применения МУН должен опираться на формирование Федеральной программы проектов промысловых испытаний и освоения методов увеличения нефтеотдачи.

Экономическое стимулирование нефтяных компаний за реализацию проектов промысловых испытаний современных МУН необходимо, потому что именно на этом этапе их освоения себестоимость добычи нефти в 2-3 раза выше, чем при традиционных методах. Однако, согласно успешному мировому и отечественному опыту, в результате освоения этих методов их стоимость кратно снижается, и они становятся доступными для всей нефтедобывающей отрасли, а государство имеет возможность не только обеспечить значительное пополнение сырьевой базы и увеличение добычи нефти, но и крупные дополнительные поступления в бюджет.

Федеральная программа должна формироваться на конкурсной основе с созданием условий равнодоступности и максимально возможной прозрачности.

Реальные перспективы промышленного применения любой технологии, в том числе и современных МУН, в конечном счете определяются экономическими показателями. Известно, что разработка месторождений с применением современных МУН требует дополнительных капитальных затрат, в первую очередь на оборудование для производства и закачки рабочего агента. Величина этих затрат, как правило, составляет 20-30%. Вследствие энергоемкости технологий увеличиваются и эксплуатационные расходы. В результате реализация современных МУН обычно сопровождается увеличением себестоимости добычи нефти по сравнению с заводнением активных запасов. Именно это обстоятельство является основным мотивом для многих ответственных работников и специалистов, когда надо принимать решения относительно применения современных МУН в нашей стране. Не случайно многие утвержденные проекты разработки даже не содержат расчетных вариантов применения современных МУН. А если такие варианты и имеются, то они отвергаются по экономическим причинам.

В то же время мировой и отечественный опыт со всей очевидностью свидетельствует об экономической целесообразности применения современных МУН для разработки месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно многим публикациям и обзорам, себестоимость добычи нефти с применением основных МУН изменяется в следующих диапазонах: для тепловых методов — $40-100/т; для газовых методов $40-155/т; для полимерного заводнения — $40-110/т.

Столь широкий диапазон себестоимости добычи нефти определяется стадией освоения метода и масштабами проекта. Очевидно, что наиболее затратными являются опытно-промышленные работы. Что касается уже освоенных методов, то их применение сопровождается значениями себестоимости в 3-4 раза ниже по сравнению с опытно-промышленными работами. Поэтому не случайно в доступной информации себестоимость добычи нефти освоенными методами определяется на уровне $40/т. В связи с этим следует вновь обратить внимание на то, что себестоимость добычи нефти термошахтным методом в промышленных масштабах на Ярегском месторождении тяжелой нефти составляет также около $40/т.

Весьма наглядным является известный пример по динамике снижения себестоимости добычи тяжелой нефти и битумов тепловыми МУН в Канаде (рис.5), которая к 2000 г. снизилась примерно до $70/т. Эта динамика отчетливо свидетельствует о положительных результатах совершенствования технологий и технических средств. Видно, что применение современных МУН даже для извлечения самых трудных запасов нефти характеризуется вполне приемлемыми экономическими показателями, имеющими тенденцию к улучшению. В нашей стране применение освоенных современных МУН будет характеризоваться значениями себестоимости добычи нефти, не превышающими те, которыми характеризуется заводнение истощенных месторождений с активными запасами, а именно — порядка $60/т. Будет она также ниже себестоимости добычи нефти в новых нефтедобывающих районах, например, в Восточной Сибири.




^ Рис.5 Динамика себестоимости добычи нефти тепловыми методами на месторождениях Канады27

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными методами.





оставить комментарий
страница3/6
Дата15.10.2011
Размер0.79 Mb.
ТипДокументы, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3   4   5   6
отлично
  2
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх