Увеличение нефтеотдачи нефтегазовых месторождений: методы, экономическая эффективность, законодательное регулирование

Размещено на http://www.allbest.ru/

СТАТЬЯ

На тему: «Увеличение нефтеотдачи нефтегазовых месторождений: методы, экономическая эффективность, законодательное регулирование»

Константинова Анна

ВММ-15-02

Москва, 2016 г.

На протяжении последних 20 лет прослеживается тенденция к увеличению в несколько раз выработанности месторождений, поэтому такая задача, как повышение нефтеотдачи, является первоочередной для топливно-энергетического комплекса.

С 15% до 10% снизилась доля крупных месторождений среди вновь открытых. Значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов. В большинстве регионов углеводородные ресурсы уже разведаны до глубины 2500-3000 метров и многие из них давно эксплуатируются.

Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием обводненности добываемой продукции и снижением дебитов скважин. Именно поэтому применение традиционных технологий не только снижает конкурентоспособность экономики, но и лишает возможности воспользоваться нефтегазовыми запасами в будущем.

Использовать лучшие новейшие мировые достижения в технике и технологии бурения, создавать собственные высокоэффективные технические и технологические решения -- вот ключ к преодолению проблем российской нефтедобычи. Задача наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих стран мира. Именно поэтому арсенал применяемых техники и технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется.

В настоящее время коэффициент извлечения нефти (далее - КИН) в России составляет не более 30% и имеет тенденцию к снижению, за счет роста обводненности запасов и пр.

Рассмотрим динамику выработанности запасов углеводородов за последние 30-40 лет

Источник: отчет Инновационной нефтяной компании «Петрос»

Как видно из рисунка 1 на протяжении последних 40 лет наблюдается падение уровня остаточных запасов нефти и газа в России. Это связано с политикой активной, иногда даже агрессивной, добычи углеводородов, которая была основным направлением развития ТЭК России в послевоенное время. Однако за период 1996 - 2016 годов скорость роста выработанности запасов заметно снижается до 1-3% в год.

Такая тенденция говорит о том, что сейчас в нефтегазовых провинциях преобладают запасы трудно извлекаемых ресурсов, добыча которых требует кардинально нового подхода и инвестиций, на который пока современные отечественные компании не перешли, или переход затянут во времени и не успевает на скоростью снижения остаточных запасов.

Прогнозируемое отсутствие роста выработанности в 2016 году можно объяснить текущей ситуацией на мировом рынке - снижение биржевой стоимости сырья, перенасыщение рынка, падение курса доллара. Эти факторы заставляют добывающие компании на какое-то время «заморозить» добычу, приостановить бурение и заниматься доразведкой и интенсификацией добычи на уже разработанной территории.

Методы увеличения нефтеотдачи

Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

· На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

Дополнительный экономический эффект: при добычи УВ таким образом практически отсутствует дополнительная рентабельность относительно запланированного уровня доходности, или она трудно прогнозируема, т.к. в основном добыча при таких условиях зависит только от геологии, изученности пластов и успешности бурения. Данные факторы не всегда поддаются контролированию, регулированию и прогнозированию, поэтому изначально планировать и рассчитывать на увеличение дохода, относительно проектного, не корректно.

Именно поэтому, при снижении уровня добычи или при падении рентабельности, появляется необходимость прибегать к следующим МУН, как с целью поддержанию физических параметров скважины так и для поддержания планового уровня дохода.

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными.

Вторичные методы:

· Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи;

· Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим.

При применении данных методов необходимо закачивать воды не менее объема отбора жидкости, а с учетом негерметичности площади контура нефтеносности - с коэффициентом 1, 1-1, 5.

Дополнительная выгода от применения таких методов заключается не столько в увеличении чистой прибыли от добычи, сколько в сохранении её текущего уровня за счет поддержания давления и, соответственно, за счет сохранения добычи. Однако, мы увеличиваем затраты на эти мероприятия (за счет стоимости жидкости/газа для закачки), поэтому для сохранения рентабельности приходится увеличивать стоимости добытых УВ.

В среднем дополнительная выгода от таких методов также близка к нулю и нацелена на поддержание действующего уровня.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи.

Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов.

Общая продолжительность процесса ГРП

t=(VP + VЖП + VПР) / QП

где Vр - объем жидкости разрыва, м3, Vр» (5ё10) м3; Vжп - объем жидкости песконосителя, м3; Vжп = Qп/Сп, где Qп - количество закачиваемого песка ; Выбор оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП)- объем продавочной жидкости; dвн - внутренний диаметр НКТ (и обвязки); lс - длина НКТ (и обвязки); Qср - средний расход жидкости, м3/час.

Дополнительная экономическая выгода:

В среднем дополнительный доход от проведения одной операции ГРП составляет 160 млн. руб., дополнительный объем добычи нефти - 6 800 тн. Продолжительность эффекта от ГРП составляет от двух до семи лет.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи

1. Тепловые методы:

* паротепловое воздействие на пласт;

* внутрипластовое горение;

* вытеснение нефти горячей водой;

* пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

* закачка воздуха в пласт;

* воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

* воздействие на пласт двуокисью углерода;

* воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

* вытеснение нефти водными растворами ПАВ;

* вытеснение нефти растворами полимеров;

* вытеснение нефти щелочными растворами;

* вытеснение нефти кислотами;

* вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

* микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

* интегрированные технологии;

* вовлечение в разработку недренируемых запасов;

* барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

* нестационарное (циклическое) заводнение;

* форсированный отбор жидкости;

* ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Методы увеличения дебита скважин.

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

7. Физические методы увеличения нефтеотадчи:

* гидроразрыв пласта;

* горизонтальные скважины;

* электромагнитное воздействие;

* волновое воздействие на пласт и т.д.

Потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами

Источник: отчет Инновационной нефтяной компании «Петрос»

Мировой опыт методов увеличения нефтеотдачи месторождения

нефтеотдача газ пластовый давление

В странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии до 40%, в странах СНГ и России - до 30%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

В течение многих лет в США существовала государственная система налоговых льгот для опытно-промышленных работ по третичным методам увеличения нефтеотдачи. Подобные программы позднее были приняты в Канаде и Норвегии.

Больше всего за счет тепловых методов в 2000 г. добыто в странах ОПЕК (около 29 млн. т), около 12 млн. т в Венесуэле и 16 млн. т в Индонезии. Необходимо отметить, что именно в Индонезии на месторождении Дьюри с середины 80-х годов компания PT Caltex реализует самый крупный в мире проект по закачке пара с добычей 16 млн. т нефти в год.

В США тепловые методы традиционно играют приоритетную роль, что объясняется наличием огромных запасов тяжелых нефтей в Калифорнии, однако в последнее время все большее внимание здесь начинают уделять газовым методам. Основная добыча -- за счет закачки в пласт теплоносителя.

В Канаде в основном реализуются парообработки призабойной зоны скважин. Однако в отличие от США и других стран здесь также широко испытываются и новейшие технологии (закачка в пласт кислорода для внутрипластового горения, комбинированные технологии).

Интенсивность применения тепловых методов в Европе в последние годы заметно снизилась.

Результаты некоторых реализованных проектов полимерного заводнения в США.

В последние годы лидером в области закачки полимеров является Китай. Полимерное заводнение успешно применяется на основных месторождениях КНР, таких как Daqing и Shengli. Применение полимерного заводнения только на этих двух месторождениях позволило получить в 2004 г. около 14 млн. т нефти, получен прирост КИН 14 %.

Эффективность применения МУН

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) - в среднем не выше 20-25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - 25-35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1, 4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

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 промышленно освоенными методами.

Налоговое законодательство

В зависимости от степени выработанности участка недр устанавливается сумма налога на добычу полезных ископаемых. Поэтому для верного исчисления налога по добытой нефти важно правильно определить эту величину.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена начиная с 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января. Она устанавливается на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых. В свою очередь баланс должен быть утвержден в году, предшествующем году получения лицензии на право пользования недрами. Степень выработанности рассчитывается как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (Vз) конкретного участка недр.

При этом последние в целях определения коэффициента Кв исчисляются как сумма извлекаемых запасов категорий A, B, C1 и C2 и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. Об этом сообщается в письме ФНС России от 22 мая 2013 г. № ЕД-4-3/9183. При этом налоговики указали, что свою позицию они согласовали с финансистами, сославшись на письмо Минфина России от 29 апреля 2013 г. № 03-06-05-01/15071.

Определять степень выработанности запасов нужно по всему участку недр в целом, границы которого указаны в лицензии на право пользования недрами, а не по отдельным объектам его разработки (пластам, залежам, горизонтам или месторождениям). Это следует из того, что в соответствии с лицензией на пользование недрами участок недр предоставляется пользователю в виде горного отвода - геометризованного блока (письмо ФНС России от 22 мая 2013 г. № ЕД-4-3/9182).

Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов участка недр (Кв), принимается равным 0, 3, если степень выработанности (Св) больше 1 (то есть месторождение выдало больше нефти, чем было оценено предварительно при утверждении государственного баланса запасов полезных ископаемых). На завершающей стадии выработки месторождения, когда Св меньше 1, но больше 0, 8, Кв считается по формуле:

Кв = 3, 8 - 3, 5 х Св.

Ну а если Св меньше 0, 8, то коэффициент Кв нейтрален и принимается равным 1. Коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (Кз), также зависит от оценки степени выработанности запасов конкретного участка недр. Если степень выработанности запасов участка не превышает 0, 05 и величина начальных извлекаемых запасов нефти (V) по участку меньше 5 млн т, то коэффициент Кз рассчитывается по формуле:

Кз = 0, 125 х V + 0, 375.

Во всех прочих случаях коэффициент Кз принимается равным 1 и не влияет на расчет НДПИ при добыче нефти по данному участку недр.

Изменение величины начальных извлекаемых запасов после 1 января 2006 года в результате добычи, переоценки, доразведки, а также по другим обстоятельствам не учитывается в целях определения коэффициента Кв. Такие разъяснения дает Минфин России в письме от 31 марта 2011 г. № 03-06-06-01/3.

Однако если будет установлена недостоверность данных государственного баланса по состоянию на 1 января 2006 года, то степень выработанности участка недр может быть исчислена исходя из скорректированных в государственном балансе запасов полезных ископаемых (определение ВАС РФ от 8 июня 2012 г. № ВАС-6570/12). При расчете коэффициента Кз определение степени выработанности запасов конкретного участка недр производится однократно в зависимости от даты предоставления лицензии на право пользования недрами (письмо ФНС России от 3 сентября 2012 г. № ЕД-4-3/14588).

При расчете НДПИ налоговая ставка умножается на коэффициент динамики мировых цен на нефть (Кц), на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), и на коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (Кз).

Экономическая выгода и убытки от внедрения налоговой льготы

Льгота по НДПИ распространяется на те участки, запасы которых были выработаны на 80% и больше по состоянию на 1 января 2006 года (для них льгота растет по мере разработки и на пике составляет 70% от обычной ставки НДПИ). Минэкономразвития предлагает распространить эту льготу и на те проекты в Западной Сибири, которые сейчас ее лишены. Речь идет примерно о 25 месторождениях (с добычей на каждом свыше 1 млн в год), в том числе о таких крупных, как Самотлорское и Малобалыкское месторождения «Роснефти», Вынгапуровское «Газпром нефти» и Федоровское «Сургутнефтегаза».

Если эти месторождения получат льготу, появится стимул для дополнительных инвестиций в их разработку и к 2024 году добыча нефти в России суммарно вырастет на 20 млн, подсчитали эксперты министерства. В деньгах это не меньше $5 млрд дополнительных поступлений от НДПИ в год.

Как изменится добыча на российских месторождений после внедрения налоговой льготы

Источник: Минэкономразвития

Экономическая выгода от маневра:

На $20-30 млрд, в 2016-2018 годах увеличит прямые доходы бюджета покупка нефтяниками налоговых льгот

$5 млрд НДПИ ежегодно будут уплачивать нефтяные компании в случае роста добычи на зрелых месторождениях на 20 млн т к 2024 году

80% выручки изымается государством при разработке традиционных месторождений. Сейчас они генерируют максимальный налоговый доход

20% составляет средний КИН по уже эксплуатируемым месторождениям в России

С 11, 35 млн т в 2009 году до 16, 3 млн т в 2014-м удалось увеличить добычу на истощенных месторождениях «Башнефти». В результате этого дополнительный доход бюджета в 2015 году составил 79 млрд руб.

25 месторождений только в Западной Сибири с текущей добычей более 1 млн т могут быть заинтересованы в льготе по истощенности

Достоинства и недостатки применения МУН в России

Достоинством коммерческого подхода к внедрению МУН являются:

· внедрение надежных, оправдавших себя технологий;

· обеспечение в случае успеха большого прироста нефтеотдачи, вовлечение в разработку не извлекаемых при традиционном методе разработки запасов нефти за счет увеличения не только коэффициента охвата, но и коэффициента вытеснения;

· получение значительного технологического и экономического эффекта.

Недостатки:

· необходимость вложения значительных капитальных затрат, использование дорогостоящих стационарных установок и значительного количества химреагентов;

· трудоемкость подготовительных работ, большие срок реализации, отсутствие возможности оперативной реакции на конъюнктуру рынка;

· наличие риска получения отрицательных результатов и серьезного убытка;

· невозможность охвата воздействием большого количества месторождений и всего фонда скважин.

Размещено на Allbest.ru