Авг 10
Итак, как Вы считаете, коллеги, почему в России падает КИН и объемы применения МУН, тогда как развитых странах наблюдается обратная тенденция?
С 1960 по 2000 г. нефтеотдача в нашей стране снизилась с 51% до 35%. В последние годы утвержденная проектная величина нефтеотдачи продолжала неуклонно снижаться и опустилась до уровня 27-28%, что является одним из наиболее низких уровней использования запасов нефти в мире.
В 2000 г. доп.добыча нефти в США за счет МУН составляла порядка 30-35 млн. т в год, в России - менее 5 млн. т в год.
Почему нефтяные компании в России не стремятся развивать и внедрять новые технологии, применять МУН и повышать КИН?
И почему на Западе все наоборот - применяют МУН, развивают технологии, повышают КИН?
Опубликовано
18 Авг 2010
Активность
68
ответов
11663
просмотра
18
участников
4
Рейтинг
Мое личное мнение.
Основная причина это неуверенность в собственном будущем хозяев нефтяных контор.
Так же как других сырьевых контор, которые были получены не вполне закоными методами и временные хозяева вполне отдают себе отчет, что вполне возможно потерять актив в одночастье и посажен в тюрму. и это не будет неожиданностью, так как рыло в пушку.
Поэтому необходимо short-term investment, а это не МУН, а новый лицензии и бурешка
Причин очень много, одна из основных, на мой взгляд - это высокие налоги. Из 100 долларов выручки, около 20 - НДПИ, около 50% выручки с проданной за рубеж нефти придется отдать в качестве экспортной пошлины, что по сути практически выравнивает цену продажи с внутренней ценой на нефть, которая как известно примерно в 2 раза ниже. Т.е. по сути мы продаем всю нефть в 2 раза ниже рыночной цены.
Вот примерный расклад: 100 выручки - 33 НДПИ - 27 эксп. пошлина (50% за рубеж) - 5 прочие налоги - OPEX допустим 20 = 15.
Из этого всего гос-во поимело больше половины, около 65%, еще 20% ушло на операционку.
К этому всему еще надо окупать бурение, стоимость лицензий, наземку и пр.
Если мы наложим сюда еще и применение МУН, что связано с гораздо большими капитальными и операционными затратами, то в итоге получится что применять их невыгодно.
У гос-ва в данный момент очень удобная позиция, чем больше выручка, тем больше денег в казну поступит. Нет никаких налоговых послаблений для тех кто применяет EOR.
Дальше полугода...года никто не смотрит, всем надо все и сегодня .
Но, развитие в параллельных, быстро окупаемых направлениях , есть .
Причина одна и она была озвучена уже много раз ведущими специалистами отрасли - изначально завышеный КИН при постановке запасов на баланс. Соотвествненно сейчас его величина приходит в соотвествие с реалиями.
Сколько уже можно мусолить эту тему?
Самый прибыльный бизнес - хорошо организованная нефтяная компания.
Второй по прибыльности бизнес - плохо организованная нефтяная компания.
Третье место делят наркотики, оружие, проституция.
Вывод: зачем заморачиваться, если денег много?
Год назад столкнулся с ситуацией, когда специалист отдела по контролю за разработкой искренне недоумевал, для чего нужен точный замер дебита на ЗУ. Когда я сказал, что при снижении дебита на скважине в тот же день должен начаться разбор причин, на меня посмотрели недобро.
Чего то тема сформулирована неправельно... добыча идет а КИН падает...???? Просто с 1960 года в эксплутацию ввелись месторождения гиганты Западной Сибири...
добыча идет а КИН падает...????
речь идет о проектном КИНе
прибыль должна быть такой, что торговци наркотой - отдыхают. Вот тады, при достаточном упорстве, дела пойдут. А + / - 10 % ни кто не шевелится .
Почему, почему...
Ничего личного - чисто бизнес.
Можно вложить мало в разведку - но риск получить нулевой выхлоп велик.
Можно в разведанный участок - риск меньше но дороже. Можно в хорошо изученное разрабатываемое месторождение - риска почти никакого кроме рейдерства.
В повышение нефтеотдачи? Вкладывать много а выхлоп маленький по сравнению с рисками. Люди принимающие решение не идиоты. И решения принимают исходя из интересов собственного кармана а не интереса развития технологий в стране.
Тоже самое и о разведке и о разработке мелких недоизученных низкодебитных месторождений. Вы не забывайте что хотя в мире нефть стоит сейчас под 80 баксов за бочку наши нефтяники получают после всех налогов хорошо если 25 баксов. С некоторых разработанных месторождений прибыль при этом получается всё равно как в С.Аравии. Но только с крупных или хорошо изученных. Вот с них и добывают. А без с нижения налогов Ванкор например уже в убытке. И это очень крупное месторождение. С более мелкими значит в районе Ванкора совсем разориться можно.
Вот станут продавать бочку хотя бы за 50 как на западе вот и озаботятся технологиями. А пока....
Вопрос: А кто знает хоть один МУН (не считая заводнения), который дает прирост КИН более чем на 0,1?
Только не надо начинать перечислять МУНы, по факту, пожалуйста, мол там то то там то применили такую технологию, полчуили такой-то реальный прирост конечного КИНа, в текущих показателях это выразилось снижением обводненности на столько то.
1. КИН "устаканивается" в течении жизни месторождения
Можно привести достаточное количество примеров, когда КИН в течении практически всей жизни месторождений стоит на месте, не смотря на то, что по характеристикам вытеснения при текущей обводненности 95% (например) КИН намного ниже. Есть такая практика - не снижения проектного КИН. Но то же самое и в обратную сторону, повышение КИН проводится со скрипом, даже если обеспеченность запасами один год (то есть при текущей добычи нефти в след. году не остается утвержденных запасов).
Поэтому скорее всего проектный КИН устаканивается к проекту (тех.схеме) разработки.
2. Почему уменьшается проектный КИН
Если смотреть только на цифры. Снижение проектного КИН связано с уменьшением коэффициента вытеснения, сейчас по новым месторождениям есть и 0.5, может быть и меньше. То есть изначально, с учетом фактора вязкости и охвата по площади, при вытеснении 0.5 и соотношении вязкостей даже 2-3 получить КИН больше 0.35 трудная задача. Здесь проектные организации не плюнут выше головы. Низкое вытеснение - низкие КИН. Что такое вытеснение? Это коэффициент полезного действия вытесняющего агента (воды), напрашивается вывод - а не заменить ли нам вытесняющий агент на тот, который имеет больший коэффициент вытеснения? И здесь выходит проблема государственного регулирования...
3. Государственное регулирование
"В нашей стране, наверное, после 1943 года стали всерьез заниматься закачкой воды. Причем стали заниматься по команде сверху. Уже до 1950 года было решено все вновь вводимые крупные и крупнейшие месторождения разрабатывать путем искусственного заводнения, сначала законтурного заводнения Туймазиноского месторождения, затем внутриконтурного на Ромашкинском месторождении. Благодаря широкомасштабному применению искусственного заводнения страна вышла на первое место в мире по добыче нефти и проектной нефтеотдачи пластов.
Решение о применении искусственного заводнения было принято высшим руководством страны, несмотря на критические выступления очень многих ученых-нефтяников и поэтому осуществлялось без помех и промедления"
То есть, при работе с новым месторождением с низким коэффициентом вытеснения, требуется переход от технологий заводнения водой к другим технологиям. История говорит, что препятствия в виде критики отметаются волевым решением государства. Как это сделать сейчас? Это фактически переворот, который возможен только сверху.
4. Нет исследований -- нет МУН
Для планового использования МУН требуется во первых промысловый эксперимент (участок месторождения) и во вторых правильная оценка результатов эксперимента (!). То что эффективность МУН зависит от качества интерпретатора это большой минус. Надо действительно оценивать МУН, а не смотреть на рост добычи нефти, как это делается сейчас. То есть, если мы хотим рапортовать о минутном росте добычи -- это одно, если мы хотим ввести действительно эффективные МУН -- это другое. И здесь вылазит проблема вообще изучения месторождения.
Эффективность МУН заключается не только в эффективности технологии, но и в геологической эффективности. Например, такая вроде бы эффективная технология закачки пара (а что не понятно? нагрели нефти -- снизили вязкость) при столкновении с реальной геологической неоднородностью превращается в пустоту (КИН = 0.10-0.15, 85-90% нефти останется в пласте).
Надо действительно изучать месторождение (отбирать керн), а не делать вид, что сейчас происходить повсеместно. Моделирование никогда не заменить эксперимент, считать надо начинать когда получены данные о эксперименте, но никак не наоборот. Вообще роль моделирования (гео- и гидро) в прекращении изучения месторождений огромна. Такой вот российский парадокс. Купив программки, которые по отношению к действительно исследованиям стоят копейки, заменить исследования.
Писал быстро, не перечитывал, такое мнение о КИНМУН, плевал конечно со своей колокольни.
Полностью согласен. Но как заставить делать исследования? Как простимулировать? По Налоговому Кодексу РФ затраты на НИОКР итак уменьшают налоговую базу по налогу на прибыль..
Самым нормальным стимулированием были бы налоговые послабления для тех кто применяет EOR. Тогда будет стимул, но следует ожидать, что только на поздних стадиях проекта.
Да я согласен, что закачка газа эффективна. Насколько эффективнее в сравнении с водой?
А зарубежом где берут СО2? Жгут газ попутный? У нас тож можно жечь
Я тоже за налоговое стимулирование. Как это законодательно закрепить? Сделать скидку на НДПИ, если в техсхеме прописано применение МУН, а потом при не применении, взять с компании недополученную разницу в налогах?
какие еще варианты?
Кстати некоторые акадэмики пишут, что чем раньше начнешь МУН применять, тем больше отдача будет. Т.е. не надо ждать последней стадии.
Массированый ГРП и форсированный отбор в погоне за прибылью , может это влияет на КИН ?
Если все порвано , какой МУН ?
Обычно все основывается на двух положениях.
Первое тот же самый коэффициент вытеснения нефти газом около 100%, то есть газ не защемляет остаточную нефть. Есть минус, это плохой охват вытеснением (так называемые "прорывы" и "языки") поэтому совмещают положительное вытеснение газом с положительным охватом вытеснения водой: качать оторочки газ-вода. Качать вообще химический растворитель, то есть стараться повысить Квыт.
Второе, это отрицательное влияние различия вязкостей, надо повышать вязкость закачиваемого агента, получаем ещё две технологии: первая, полимерные добавки в воду для повышения вязкости. И второе, закачивать оторочки нефти, то есть сравнять подвижности.
Есть ещё что - циклическое заводнение, для выравнивания фронта вытеснения и смена фильтрационных потоков.
Такие МУН я знаю, в каждом есть огромные минусы и огромные плюсы. Ничего из перечисленного на практике я не встречал
Я встречал на практике (самотлор - чего туда только не качали) и закачку смешанного с водой нефтяного газа и применение полимеров вкупе с высоковязкими добавками. Эффекта нет.
Не нужно говорить что недропользователи жмотятся на применении МУН (как это подано топикстартером), просто на сегодняшний день не существует эффективных технологий повышения КИН на "классических" месторождениях. Если такие технологии будут найдены и по ним будет положительная экономика, они неприменно найдут применение.
Не владею цифрами, но может кто-то подскажет сколько в тех же США стоит плата за выбросы СО2 в атмосферу, и сколько стоит его закачать в пласт? Я полагаю, что второе просто дешевле.Во-первых, технологии есть, только экономика отрицательная. А изменить экономику в силах как раз государство. Можно снижать выборочно налоги, например.
Во-вторых в США закачивать СО2 в пласт дороже, чем выбрасывать в атмосферу. Большая часть того, что закачивается все-таки из природных источников. Просто государство поощряет применение МУН. Расчет простой: больше будет КИН, больше государство получит налогов (даже если от них частично освободили), к тому же польза экономике в целом - создаются рабочие места, технологии и пр.
Думаю для того что бы МУН был успешен кроме всего выше сказанного команда инженеров во главе с начальником должна быть грамотна и четка слаженна.
С закачкой СО2 не так все просто. Хотя растворимость в нефти и в уменьшение вязкости нефти самый подходящий газ.
Проблемы с коррозией - большая проблема, портит заколонный цемент, после интенсивной закачки толщина стенок обсадной колонны превращается в промокашку.
Ну кто бы сомневался
Опять ты с декальматацией!
Тактика и стратегия разные вещи: выигранное сражение не победа. В России ещё странная паранойя на цифры, "черные" тетради промысла, все что стекается в Москву полубредятина, как в этих условиях можно что-то говорить про МУН 
Например, одно из двух что-ли промышленно-разрабатываемых тепловыми методами месторождение имеет нарисованную цифры эффективности так называемая "термическая нефть" которая оказывается по-другому облагается налогом. С одной стороны молодцы, срубили денег, но с другой стороны какой от этого прок в вселенском масштабе? Какой опыт можно перенести на другие месторождения вв нефти? Обычно ещё так - все статьи в пустоватых "нефтяных" делах, хозяйствах очень любят заявлять безумные эффективности...микробы похавали плохие АСП(о) и так далее, резонансная хреновина подняла КИН на 20%, ну вы знаете что такое в России "показать эффективность МУН"...
2. не путай увеличение нефтеотдачи и интенсификацию добычи
Кто-нибудь, объясните человеку (erilin_sa) разницу, а то он уже зае***, чесслово.
У человека может объемы работ тоже падают
А никто и не суетится. Более того, никто даже не против твоей точки зрения. Просто ты себя дискредитировал ее подачей. Это на тебя уже всем пора иммунитет вырабатывать, Дон Кихот кольматации
Объемы растут . Скважины работают . Профили притока по интервалам - адекватные . Заказчик доволен . Кому нужен МУН - ради бога . Но кроме улыбки (грустной) , при нынешнем положении дел в нефтянке ..
2) Т.е. Вы считаете, что технологии нормально развиваются, просто еще не найдено подходящих, эффективных? Проблема только во времени?
Проблема не во времени, проблема в бабках, написано же.
Верт. нефт скв. 1800 м , газлифт. интервал перфорации 8 м. ,
профиль притока до очистки - 1,5 м в середине интервала, и самый низ 2,8 м. дебит 5 т/сут.
после очистки - 90 % интервала работает, дебит 13 т/сут.
На каждой скважине КРС проводит в конце такое мероприятие.
Хотя я считаю это наведением элементарного порядка в скважине - как зубы почистить , раз уж проснулись и умываетесь .
На большистве скважин ситуация с профилями притока примерно как в этом примере.
RomanK , как Вы считаете, вцелом , тенденция в "битве"за КИН положительная ?
Ну и по профилю нагнетательных скважин , если приемистость по всему профилю как это влияет на вытеснение ?
Спасибо.
Обработка призабойной зоны скважины не меняет ни коэффициент вытеснения (зависит от вытесняющего агента и термобарических условий в пласте), ни коэффициент охвата, поэтому это не МУН, а интенсификация добычи, как уже и говорили выше.
Или бывает пропласток, который не работал в добыче и начал давать приток при очистке (как при освоении из бурения), при переводе скважины в нагнетательный фонд ?
1. Каждое уникальное это да, но общего у всех местрождений больше чем уникальноего - проницаемый резервуар, покрышка, определенная глубина, плотность и вязкость нефти и т.д. Все эти показатели укладываются в некий диапазаон, и эти месторождения я обозвал класическими. Все аномалии, типа залежей в баженитах, в коре выветривания или в фундаменте, низкопроницаемые коллектора, высоковзякие нефти - это неклассика.
2. Да, развиваются, проводят много ОПР, но масштабного применения каких-либо методов и тем более эффектов от них я не видел. Выше же спрашивал, расскажите кто и где видел эти эффекты, в цифрах. Молчите
При переводе скважины в ППД изменяются направления фильтрационных потоков, происходит авто-ГРП, увеличивается пластовое давление в регионе, вытеснением могут быть охвачены недренируемые ранее запасы. Т.е. перевод в ППД не просто интенсифицирует добычу нефти на соседних добывающих скважинах, но и увеличивает охват, соответственно КИН растет.
eillin_sa, бурение новой скважины повышает КИН? Да. Это МУН? Конечно же нет! Не путайте тепло с мягким.
Про США не в курсе, а вот в Норвегии налог на выброс СО2 стоит 50 долларов США за тонну. Сколько стоит закачать газ в пласт - трудно сказать, это зависит от многих параметров. И вообще, никто не скажет сколько он тратит на сжигание/закачку газа - коммерческая тайна.
Кстати, некая компания "Алойл" позиционирует свои технологии ВГВ, благодаря чему на Алексеевском месторождении получился "синергетический эффект позволяет увеличить текущий КИН с 0,17 до 0,24." Жаль не нашла точных цифр, это всего лишь статья из инета за подписью Р.В. Важин, М.С. Зарипов, А.Г. Миннуллин.
Работа интервала по 100 % профилю адекватно природной проницаемости, эф.пористости и т.п. это НОРМА (даже теоретически не достижимая) - это ТО САМОЕ к чему мы стремимся работая на скважинах , Это вообще не интесификация , хотя для большинства - проще назвать интенсификацией ( геологи и разработчики заказчика, работающие с нами, начинают это понимать, не сразу, и не все) .
Интенсификация - понижение СКИН ниже природного - например килотная обработка, с целью увеличить природную проницаемость ПЗП ; радиальное бурение , спец перфорация , ГРП - когда нет вариантов и тп.
Элементарный порядок в скважине и ПЗП - только предпосылка к интенсификации или МУН , а потом интенсификация, и МУН если есть возможность и уверенность .
Не берусь отвечать за достоверность цифр, но где-то читал, что закачать тонну СО2 в пласт стоит 100-150$.
Это вроде была полная стоимость CCS (carbon capture+storage).
Вот и очевидно, почему никто не хочет с этим связываться). Кстати, в той же самой Норвегии не торопятся закачивать СО2. Проблему утилизации решают просто: весь газ закачивают в водоносные пласты.
Следить за скважинами обязательно. Это недопущение снижения возможной нефтеотдачи.
КИН это КПД применяемой технологии.
Сейчас в ушло в прошлое когда вводили понижающие коэффициенты учитывающие: недостаток гидродинамических исследований, аварийное выбытие скважин, зональную неоднородность, снижение нефтеотдачи за счет геологической расчлененности (так называемый Кохвата, который сейчас по сути мифическая величина). Что конечно приводит к завышению КИН, но с другой стороны, проектировщики опираются на месторождения-аналоги. То есть сверхвысокой нефтеодачи не проектируется (если нет политических целей), что есть вроде как добро, но с другой стороны нет основ для увеличения нефтеодачи. У всех 0.36 и у нас 0.36.
Битва за КИН конечно проиграна. "Собственник управляет лучше чем государство" в нашей стране это не работает.
Имя им Временщики.
Помимо налогов, одна из проблем это то что в России нет рыночной конкуренции у НК и нет разных эшелонов нефтяных компаний. Во всем мире крупные компании играют на больших и рискованных кап. вложениях снимают сливки с месторождений или убытки, потом продают компаниям поменьше которые уже занимаются повышением КИНа, если это выгодно. У нас же лицензии не обращаются на рынке и не являются товаром, а еще и являются инструментом давления в некоторых случаях.
Эта статья специально была подготовлена для конференции и в основном пытались охватить все продвинутые технологии по МУН.
Заключение: в среднем можно увеличить КИН до 0.50-0.60 используя навороченные методы.
Страницы