Оценка эффективности инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Темой моей выпускной работы является оценка эффективности инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения.

Российская Федерация, обладающая огромным нефтегазовым потенциалом, входит в число ведущих нефтегазодобывающих стран мира. Несмотря на это, современная российская нефтяная промышленность характеризуется падающей добычей нефти. Минерально-сырьевая база истощается: годовая добыча с 1994 г. по нефтедобывающим регионам не компенсируется приростами запасов, приближаются сроки исчерпания активных эксплуатируемых запасов, в структуре запасов быстро нарастает доля трудноизвлекаемых запасов.

Дефицит инвестиций в нефтегазовый комплекс ведет к сокращению объемов эксплуатационного и поисково-разведочного бурения. Как следствие, стареют и морально изнашиваются основные фонды нефтегазового комплекса, на разрабатываемых месторождениях падает коэффициент извлечения нефти, геологоразведочные работы с 1994 г. в нефтегазодобывающих регионах не обеспечивают приросты запасов нефти и газа, необходимые для простого восполнения запасов. Основой прирост запасов идет за счет доразведки «старых» месторождений.

Актуальность выпускной работы заключается в том, что большинство нефтяных и газонефтяных месторождений на территории России находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов в связи с постепенным истощением их запасов. Такая сложившаяся ситуация приводит к необходимости составления новых проектных документов для дальнейшей разработки (доразработки) месторождений. Надо отметить то, что методология экономической оценки таких проектов во многом отличается от оценки проектов разработки новых, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не начиналась.

Цель данной выпускной работы состоит в следующем: на основе теоретических знаний об инвестиционном проектировании оценить эффективность инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования необходимо решить ряд задач:

ь Рассмотреть современное состояние нефтегазового комплекса России.

ь На основе полученных данных о добыче нефти, изучить методику увеличения нефтеизвлечения; рассмотреть стадию доразработки нефтяных месторождений.

ь Изучить теоретические основы инвестиционного проектирования

ь На примере нефтяного месторождения оценить эффективность инвестиционного проекта доразработки.

Структура выпускной работы отражает единство, содержание, логику и результаты исследования по проблеме оценки эффективности инвестиционных проектов. Основными структурными элементами работы являются: введение, четыре раздела, заключение, список использованной литературы.

I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ

Анализ и прогноз развития российской и международной системы энергообеспечения указывают на дальнейшее увеличение в ближайшие десятилетия мирового потребления энергетических ресурсов, прежде всего - углеводородов. В региональном плане наиболее быстро спрос на нефть и газ будет возрастать в странах АТР, главным образом, в Китае, Индии, Индонезии, Филиппинах. Вместе с тем, в глобальном масштабе остается лишь несколько крупных сырьевых баз углеводородов, за счет которых возможно удовлетворение перспективных энергетических потребностей. Это - политически нестабильные Ближний Восток и Африка, экономически и технологически труднодоступные и геологически слабо изученные шельфы арктических морей, а также Север Западной Сибири (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский автономные округа) и территория Сибирской платформы (Иркутская область, объединенный Красноярский край, Республика Саха). Существуют также возможности значительного увеличения добычи нефти и газа на шельфе Дальневосточных морей (острова Сахалин и др.).

Нефтяной комплекс России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53 % начальных суммарных ресурсов. Другие крупные нефтедобывающие регионы страны - Урало-Поволжский (14,2 % от начальных суммарных ресурсов), Дальневосточный (3,0 %), Северо-Кавказский (1,6%), а в перспективе - Восточно-Сибирский (10,5%) и шельф (12,4%).

Газовая промышленность - один из наиболее стабильно работающих элементов топливно-энергетического комплекса и всей экономики России, крупнейший элемент мировой системы энергообеспечения. Доля газа в первичном топливно-энергетическом балансе страны составляет около 50 %.

Россия занимает первое место в мире по добыче, разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа и обеспечивает около 25 % его мирового производства. Россия - крупнейший в мире экспортер газа, обеспечивающий более 40 % международных поставок.

Начальные суммарные ресурсы свободного газа России составляют 236,15 трлн. м³, в том числе 160,3 трлн. м³ - на суше и 75,8 трлн. м³ - на шельфе. Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47,8 трлн. м. Около 78 % разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири, более 7 % - на шельфе северных морей, 6,7 % - в европейской части, около 8,5 % - в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая шельф Охотского моря.

1.1 Состояние добычи нефти и газа в России

Россия, обладающая огромным нефтегазовым потенциалом, входит в число ведущих нефтегазодобывающих стран мира.

ТЭК России (включая уголь) обеспечивают 31% ВВП, 31,5% промышленного производства, 63,8% валютной выручки, 57,9% поступлений в налоговую систему.

Начиная с середины 1980-х гг., 67 - 72% российской нефти добывается в Западной Сибири. Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - основной центр нефтяной промышленности Сибири, здесь добывается более 80 % нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе и Томской области (Таблица 1.1)

С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. - обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300-307 млн. т, или 8-9 % от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса, снижение инвестиций.

Год	Мир в целом, млн. т	СССР	Россия
		млн. т	доля в мире, %	всего, млн. т	доля в мире, %	Западная Сибирь
						млн. т	доля в России, %
1970	2355	353	15	285	12,1	31	10,9
1980	3088	603	19,5	547	17,7	311	56,8
1985	2792	608	21,8	542	19,4	382	70,5
1990	3168	570	18	516	16,3	376	72,8
1995	3278			307	9,4	208	67,9
2000	3601			323	9	220	68
2001	3581			349	9,7	237	67,8
2002	3557			380	10,7	264	69,5
2003	3664			421	11,5	298	70,8
2004	3868			459	11,9	326	71
2005	4011			470	11,7	333	70,9
2006	4139			480	11,6	335	69,8

Таблица 1.1

Добыча нефти в России и мире в 1970-2006 гг.[10]

В последние годы в результате благоприятной международной конъюнктуры и в основном завершения организационных преобразований нефтяная промышленность России находилась на подъеме. В 2006 г. добыча нефти в стране составила 480 млн. т - самый высокий уровень после 1991 г., то есть за всю новейшую историю страны. В региональном разрезе основной прирост добычи за последние пять лет (около 60 % от общероссийского показателя) пришелся на Ханты-Мансийский автономный округ.

Быстрый рост добычи в значительной мере происходил за счет применения современный методов интенсификации нефтеотдачи пласта. Объем капитальных вложений в нефтедобывающей промышленности возрос в 2003 г. более чем в 4 раза (до 8,4 млрд. долл. США) по сравнению с уровнем 1999 г., в нефтепереработке - 5,6 раза (до почти 1 млрд. долл. США). В 2004 - 2006 гг. инвестиции в нефтяной промышленности составляли в нефтедобыче 8,0-8,5 млрд. долл. США в год. Основным источником инвестиций - более 90% -выступают собственные средства компаний - амортизационные отчисления и прибыль.

Основной рост добычи в 2000 - 2005 гг. происходит за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста добычи нефти обеспечили «ЮКОС» (до 2004 г.), «Сибнефть» (до 2005 г.), «ТНК-BP», «Роснефть», «Сургутнефтегаз».

Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода. Их суммарная производственная мощность по сырью составляет около 296 млн. т/год. Все крупные НПЗ России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини-НПЗ входят в состав крупных нефтяных компаний.

Добыча газа в СССР превысила к началу 1990-х гг. 800 млрд. м³, что составляло более 40 % всей мировой добычи. В 1990 - 1992 гг. в России добывалось 641 - 643 млрд. м³ газа в год, в том числе в Западной Сибири более 580 млрд. м. (Таблица 1.2).

В 1992- 2000 гг. добыча газа в стране имела тенденцию к сокращению, снизившись в 2000 г. на 57 млрд. м³ по сравнению с 1991 г. - до 584 млрд. м³; при этом объем инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах составил в 2000 г. 41,5 % от уровня 1990 г. В 2000 г., несмотря на почти двукратное увеличение инвестиций в основной капитал до 4,8 млрд. долл., произошло дальнейшее снижение добычи газа в России - до 581 млрд. м.

Объем инвестиций в основной капитал возрос в 2002 - 2006 гг. до 6 - 8 млрд. долл. США в год. Однако в условиях высокого уровня инфляции в стране и при опережающем росте издержек газовой промышленности реальный уровень капитальных вложений не только не увеличился, но и несколько снизился. Ввод в разработку в конце 2001 г. Заполярного месторождения, а в 2004 г. Песцового месторождения несколько улучшили

ситуацию, что позволило на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. Добыча газа в России составила в 2006 г. - 656 млрд. м.

Вместе с тем, если в ближайшие годы не начать освоения месторождений полуострова Ямал, резкое падение добычи газа в стране начнется уже в 2008 - 2010 гг. Суммарный объем капитальных вложений в проект освоения п-ова Ямал должен составить не менее 70 млрд. долл. США.

Таблица 1.2

Добыча газа в России и мире в 1970-2006 гг., млрд. м³[10]

Год	Мир в целом, млрд. м3	СССР	Россия всего,
		млрд. м3	доля в мире, %	млрд. м3	доля в мире, %	Западная Сибирь
						млрд. м3	доля в России,%
1970	1021	198	19,4	83	8,2	3	3,2
1980	1456	435	29,9	254	17,4	140	55,3
1985	1676	643	38,4	462	27,6	389	84,2
1990	2000	815	40,8	641	32,1	574	89,6
1995	2141			595	27,8	545	91,5
2000	2436			584	24	533	91,3
2001	2493			581	23,3	532	91,6
2002	2531			595	23,5	545	91,5
2003	2617			620	23,7	574	92,6
2004	2692			634	23,5	590	93,1
2005	2768			641	23,2	599	93,4
2006	2851			656	23,0	608	92,7

В современной организационной структуре газовой промышленности России главным производителем и поставщиком газа является ОАО «Газпром». На компанию приходится 85% добычи и 100% экспорта газа. Единая система газоснабжения России также контролируется ОАО «Газпром». Крупнейший независимый производитель газа - НОВАТЭК (около 4 % добычи в стране), а также нефтяные компании «Сургутнефтегаз» (2,21 %), «Роснефть» (1,99 %), «ТНК-ВР» (1,33 %), «ЛУКОЙЛ» (0,86 %).

1.2 Состояние начальных суммарных ресурсов углеводородов в России

Распределение ресурсов и запасов нефти и газа по территориям и акваториям России приведено в Таблице 1.3.

В результате переоценки на 01.01.2002 г. начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти по сравнению с аналогичной оценкой на 01.01.1993 г. возросли практически по всем нефтегазоносным регионам и акваториям России в целом более чем на 6.4 млрд. т, по природному газу составили 248,6 трлн. м³ (без учета ресурсов зоны спорной юрисдикции), увеличившись на 13 трлн. м³.

Таблица 1.3

Распределение начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата на территории России по состоянию на 01.01.2002 г., % [10]

Регион	Нефть	Газ	Конденсат
		свободный	растворенный
Суша	87,0	70.3	84,0	78.7
Северо-Западный ФО	4,8	1.1	3,6	1,4
Приволжский ФО	13.4	2.0	9.2	4.7
Уральский ФО	50.5	41.4	51.5	42.0
Южный ФО	2.8	4.7	6.1	10.6
Сибирский ФО	12.4	15.2	10.4	16.4
Дальневосточный ФО	3.0	5.9	3.2	3,6
Центральный ФО	0,1	0	0	0
Шельфы России	13.0	29.7	16.0	21.3
Россия, всего	100	100	100	100

В частности в Западной Сибири НСР нефти возросли почти на 2.1 млрд.т, свободного газа на 5.9 трлн. м³ с серьезным перераспределением прогнозных ресурсов в пользу ЯНАО, в частности, ресурсы нефти в ХМАО сокращены на 4.65 млрд. т, по ЯНАО увеличены почти на 6.4 млрд. т (последняя цифра превышает НСР нефти в Тимано-Печорской провинции). Сегодня НСР нефти в ЯНАО стали сопоставимыми с оценками начальных ресурсов нефти в Приволжском и Сибирском ФО.

На 01.01.2006 г. НСР нефти России разведаны на 35% (по морям - менее 3%), по газу - на 25.4% (на морях - 8%).

1.3 Минерально-сырьевая база нефти России

Рис. 1.1. Динамика мировых цен на нефть за 2002-2006 гг.

Неуклонный рост добычи нефти в течение семи последних лет позволяет говорить о высокой обеспеченности нефтяной промышленности России промышленными запасами. Однако, в 2005 г. темп роста добычи нефти, несмотря на стремительный взлет цен на углеводороды (Рис. 1.1), упал до 2.2%, в 2006 г - до 2.16%.

Анализ ситуации, складывающейся в нефтяной промышленности, показывает:

1) Возможности поступательного развития нефтяного комплекса близки к исчерпанию:

· минерально-сырьевая база истощается: годовая добыча с 1994 г. по

нефтедобывающим регионам не компенсируется приростами запасов, приближаются сроки исчерпания активных эксплуатируемых запасов, в структуре запасов быстро нарастает доля трудноизвлекаемых запасов (в ХМАО их доля - 67%);

· произошла убыль активных прогнозных ресурсов, практически отсутствует резерв объектов, на которых возможно получение существенных приростов запасов. Как следствие, в последние 10 лет резко ухудшилась структура новых открытий: практически все они относятся к разряду мелких и мельчайших УВ скоплений, снижается эффективность ГРР.

· основой прирост запасов идет за счет доразведки «старых» месторождений путем перевода запасов категории С₂ в C₁ и пересчетов запасов (с увеличением КИН при условии внедрения новых технологий разработки).

2) Фонд недропользования, в подавляющей части унаследованный от СССР, практически полностью передан добывающим компаниям. Добыча в значительной степени монополизирована. Ведущие ВИНК, обладающие пока достаточной обеспеченностью текущей добычи имеющимися у них запасами, практически воздерживаются от финансирования ГРР (прогноз, поиск) из-за высоких геологических и экономических рисков.

Большая доля инвестиций ВИНК уходит за рубеж на приобретение активов добывающих, транспортных, перерабатывающих и сбытовых предприятий. Так, согласно планам НК «Лукойл» за 2007 - 2016 гг. в иностранные проекты предполагается инвестировать 27 млрд.долл. США и довести добычу компании за пределами России до 40 млн.т у.т.

3) Нефтяная промышленность России находится в неустойчивом состоянии (в связи с сильной зависимостью от уровня мировых цен на нефть), что угрожает уже не только энергетической, но и экономической безопасности страны.

Нужно срочно решить задачу перевода огромного нефтегазового потенциала страны в активные запасы нефти и газа и последовательно вводить их в разработку.

Для этого, согласно «Энергетической стратегии России до 2020 г.», в нефтегазовый комплекс России (без учета инвестиций в зарубежные проекты) требуется вложить 400 - 440 млрд. долл. США, то есть годовые инвестиции с 2003 г. должны были быть порядка 23 -25 млрд. долл. США. К сожалению, инвестиции компаний в НГК России (в т.ч. в разведку) до 2006 г. были в 3 - 4 раза ниже требуемых. Лишь в 2006 г. они возросли до 310 млрд. руб. В этом же году инвестиции МПР РФ в ГРР достигли 6.74 млрд. руб.

В связи с отмеченным, можно утверждать, что пока «Энергетическая стратегия России до 2020 г.» по объемам инвестиций в НГК, в т.ч. на геологоразведочные работы, не выполняется. Мы просто «проедаем» запасы и эксплуатируем промышленный комплекс, созданный в СССР.

Как результат - падение среднеотраслевых дебитов скважин (в 2006 г.в среднем по России - 10.5 т/сут.), их обводнение и остановка, рост аварийности на технологических объектах, низкий выход и плохое качество продуктов переработки. Отсюда: высокие энергозатраты и издержки в добычу и переработку, высокая себестоимость продукции, ориентация на экспорт сырья.

В настоящее время на нефтяном балансе России промышленные запасы нефти учтены по 2600 месторождениям.

Свыше 92% текущих запасов нефти (почти 2000 месторождений) находится в распределенном фонде. Отсюда следует важный вывод: Правительство РФ может управлять негосударственными нефтяными компаниями лишь через законодательную базу (в т.ч. лицензирование), налоги, путем создания технических, технологических регламентов и нормативов. Пока же уровни добычи, объемы инвестиций в разработку и геологоразведку практически целиком определяются вертикально интегрированными компаниями.

Более 78.8% текущих запасов нефти (1500 месторождений) уже введены в разработку, лишь 7,1% запасов (177 месторождений) подготовлено к разработке и 13,5% числится в разведке, 265 нефтяных месторождений законсервировано.

Накопленная добыча нефти в 2006 г. превысила 18.0 млрд. т. Последнее означает, что начальные запасы нефти выработаны более чем на 50% , в т.ч. по Европейской части - на 65% (в Урало-Поволжье - более чем на 70%). Степень выработанности запасов активно осваиваемых месторождений (150) приближается к 60%.

В 2005г на месторождениях со сроком ввода в разработку менее 5 лет добывалось лишь 35 млн.т (из 451.7 млн. т в целом по России).

Основную добычи нефти в стране обеспечивает Западная Сибирь (свыше 71%), Волго-Урал (21,4%). Тимано-Печорская провинции (5,1%). Последняя имеет хорошие перспективы нарастить добычу нефти уже в ближайшие годы до 35-40 млн. т/г.

Пока почти не затронуты разработкой месторождения Архангельской области, Восточной Сибири, шельфов.

За последние 13 лет (начиная с 1993 г.) на баланс поставлено около 730 новых месторождений. Однако текущие промышленные запасы нефти в стране сократились на за это время на 2.9 млрд. т. Если учесть, что за 1993 - 2005 гг. было добыто 4.44 млрд. т нефти, то компенсация объемов добытой нефти за счет ГРР в целом по России - 34.4%, по нефтедобывающим регионам ниже - примерно 25%.

Самое критическое положение с приростом запасов складывается в Западной Сибири, где за рассматриваемый период времени (1993 - 2005 гг.) накопленная добыча нефти -3.07 млрд. т, а запасы сократились более чем на 3.1 млрд. т. Последнее означает, что прирост запасов в Западной Сибири, несмотря на открытие 200 новых месторождений, не смог покрыть даже объемы списанных запасов.

Наилучший результат по восполнению текущих запасов нефти достигнут в Урало-Поволжье, где за 1993 - 2005 гг. добыто 1.09 млрд. т нефти, а текущие запасы уменьшились лишь на 80 млн. т.

1.4 Перспективы добычи нефти и природного газа в России

Анализ состояния минерально-ресурсной базы нефти показывает, что большинство нефтедобывающих регионов России на сегодняшний день не имеют промышленных запасов нефти, достаточных для поддержания высоких уровней добычи даже на ближайшие 5 лет.

В целом по России большая часть месторождений, ожидающих своего освоения, содержит трудноизвлекаемую нефть, либо относится к разряду мелких месторождений, либо расположена в удаленных регионах с суровыми климатическими условиями (в т.ч. на морях), с неразвитой социальной и транспортной инфраструктурой. Эффективная разработка таких месторождений требует новых технологий и серьезных инвестиций. Нужна и гибкая система налогообложения.

В целом резерв для поддержания добычи нефти в стране (наряду с приростом запасов на разрабатываемых месторождениях из С₂ и за счет увеличения КИН), который может быть реализован до 2020 г. - примерно 510 месторождений распределенного фонда и 620 месторождений нераспределенного фонда (из которых более 250 в консервации).

Не вселяет большого оптимизма и возможная эффективность будущих геологоразведочных работ, структура новых открытий и качество связанных с ними запасов. В первую очередь серьезного обоснования требуют высокие приросты запасов (в крупных месторождениях) в Восточной Сибири и морях России.

На Рис. 1.2 приводится оптимистический прогноз добычи жидких углеводородов в России до 2030 г. Для его реализации даются необходимые приросты запасов нефти за счет геологоразведочных работ по регионам (помимо прироста порядка 3,0 млрд. т запасов за счет увеличения КИН).



Рис. 1.2. Оптимистический вариант прогноза добычи нефти в России до 2030 г.

Легко увидеть, что для реализации оптимистических прогнозов добычи нефти требуется:

· ежегодный прирост промышленных запасов в объемах не ниже годовой

добычи. Для этого годовые объемы ГРР и ассигнования на их проведение должны быть увеличены не менее чем в 3 раза по сравнению с достигнутым уровнем 2006 г. Пока таких объемов и ассигнований в ГРР нет.

· на осваиваемых месторождениях требуется довести объемы бурения до

объемов, предусмотренных проектами разработки, срочно вводить передовые технологии разработки, которые должны охватывать месторождение в целом для повышения КИН, а не наиболее привлекательные их части и отдельные скважины с целью повышения годовых отборов (в т.ч. сверхнормативных), что пока приводит лишь к уменьшению КИН в целом на месторождениях России.

· без формирования новых центров нефтедобычи в Восточной Сибири и

на шельфах достигнутые уровни добычи нефти после 2010 г. не удержать.

Рис. 1.3. Возможные уровни добычи нефти в России до 2030 г.

Наиболее вероятный прогноз добычи нефти в России до 2030г. приведен на Рис. 1.3.

Тем не менее, оптимистические прогнозы добычи в новых центрах нефтедобычи представляются маловероятными, т.к. для их реализации в ближайшие годы требуется подготовить и ввести в разработку огромные запасы. Текущих запасов явно недостаточно, годовые приросты низки.

Итак, согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач:

v рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение

расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

v ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

v углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов;

v формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

v расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах - реципиентах;

v расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний - издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

Мировая цена будет формироваться в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывалось влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти.

Наиболее высокий уровень международных цен на нефть сохранится примерно до 2010 - 2012 гг., хотя тенденция к снижению цен уже обозначилась в 2006 - 2007 гг. Это связано с инерционностью технологических систем нефтепотребления, которые сейчас используются в развитых странах и продолжают массово внедряться в Китае и других странах АТР. К 2010 -2012 г. в развивающихся странах произойдет технологическое насыщение традиционным моторным транспортом, поэтому глобальный рост спроса на нефть замедлится. Это приведет к снижению цен на нее до уровня 40 - 45 долл. США/барр., что с учетом инфляции доллара соответствует современным 35 -40 долл. США/барр.

В перспективе крупнейшим источником экспорта нефти из России в Китай, Японию, Корею и другие страны АТР станет Восточная Сибирь и Дальний Восток. Нефти рассматриваемых регионов отличаются высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. Это в основном легкие и низкосернистые сорта. Большая часть запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока имеет плотность менее 0,87 г/см³ и содержание серы менее 0,5 %.

К 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь 12-13 млн. т. В этот период ожидается начало промышленной разработки Талаканского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений, будут организованы поставки конденсата с Ковыктинского месторождения. На шельфе о. Сахалин будет завершен ввод в эксплуатацию производственных объектов проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», что позволит довести суммарную добычу в Сахалинской области до 23 млн. т. В дальнейшем при проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, резком расширении ГРР, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе) может быть к 2020 г. доведена до 90 млн. т, а к 2030 г. - до 145 млн. т.

На шельфе о-ва Сахалин будет сформирована новая крупная система нефтеобеспечения и расширены экспортные поставки в Японию, Китай, Южную Корею, Индию, Филиппины, другие страны АТР, а также на тихоокеанское побережье США.

К 2010 г., с учетом прогноза добычи и переработки нефти в России с детализацией по макрорегионам, экспорта в западном направлении, поставок на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока, ежегодный экспорт сырой нефти из России в страны АТР может достичь 44 млн. т, в том числе из Западной Сибири - 20 млн. т, из Восточной Сибири и Республики Саха - 6 млн. т, с Сахалина - 18 млн. т (таблица 1.4). К 2020 г. экспорт нефти составит около 95 млн. т в год, к 2030 г. - 120 млн. т в год.

Таблица 1.4

Прогноз экспорта нефти и нефтепродуктов из России в АТР до 2030 г., млн. т [14]

Регион / Год	2010	2015	2020	2025	2030
Сырая нефть
Западная Сибирь	20	30	35	35	30
Восточная Сибирь и Республика Саха	6	20	35	45	55
Сахалинская область	18	20	25	27	35
Всего	44	70	95	107	120
в том числе в Китай	32	50	61	65	70
Нефтепродукты
Всего	9	10,2	11,5	11,8	12
в том числе в Китай	8,5	9,7	11	11,3	11,5
Нефть и нефтепродукты
Итого нефть и нефтепродукты	53	80,2	106,5	118,8	132
в том числе в Китай	40,5	59,7	72	76,3	81,5

Что касается газа, то в рамках Энергетической стратегии России до

2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются:

v стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;

v развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России;

v совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа;

v обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.);

v обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2010 г. до 681 млрд. м. в 2020 г. - до 890 млрд. м. в 2030 г. - до 910 млрд. м³ в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений прогнозируемых к открытию.

Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления - Япония, Китай и другие страны АТР, а также США. Инвестиции в разведку и добычу газа в России составят в 2010 г. - 10,9 млрд. долл., в 2020 г. - 14,7 млрд. долл., в 2030 г. -19,5 млрд. долл.

Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд. м в год, в Восточной Сибири - до 120 млрд. м в год, на Дальнем Востоке - до 30 млрд. м в год. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха следует учитывать высокое содержание в природных газах этого региона таких элементов, как этан, пропан, бутаны и конденсат. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена к 2020 г. до 135 - 150 млн. м³ в год. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2008 г., а к 2010 г. объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» может быть доведен до 9,6 млн. т, или 13,4 млрд. м³ в пересчете на исходное вещество (Таблица 1.5).

Таблица 1.5

Прогноз экспорта газа из России в АТР до 2030 г., млрд. м [14]

Регион / Год	2010	2015	2020	2025	2030
Западная Сибирь	0	15	30	40	60
Восточная Сибирь и Республика Саха	0	30	60	82	82
Сахалинская область	13,4	13,4	18	20	23
Всего	13,4	58,4	108	142	165
в том числе в Китай	5	40	78	102	125

К 2012 - 2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР может быть доведен к 2020 г. до 78 млрд. м³ в год, к 2030 г. - до 145 млрд. м³ в год. Экспорт газа из России в Китай может составить в 2020 г. 78 млрд. м³, в 2030 г. - 125 млрд. м³.

1.5. Инвестиционная ситуация в нефтегазовом комплексе России

Нефтяная промышленность России характеризуется все менее и менее благоприятными показателями своего развития. Одной из важнейших проблем по праву считается резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях. Одной из двух главных причин является естественное истощение конечной по своей природе сырьевой базы на определенной стадии эксплуатации.

Минерально-сырьевая база углеводородов в России объективно истощается, в структуре запасов быстро нарастает доля трудноизвлекаемых запасов. В ближайшие 2-3 десятилетия нефтяная промышленность России будет работать с трудноизвлекаемыми запасами и малодебитными месторождениями. Рентабельность разработки таких месторождений подвержена сильному влиянию мировых цен на нефть.

Дефицит инвестиций в нефтегазовый комплекс ведет к сокращению объемов эксплуатационного и поисково-разведочного бурения. Как следствие, стареют и морально изнашиваются основные фонды нефтегазового комплекса, на разрабатываемых месторождениях падает КИН, геологоразведочные работы с 1994 г. в нефтегазодобывающих регионах не обеспечивают приросты запасов нефти и газа, необходимые для простого восполнения запасов. Основой прирост запасов идет за счет доразведки «старых» месторождений путем перевода запасов категории С₂ в С₁. Резко ухудшилась и структура новых открытий, падает эффективность геологоразведочных работ.

Итак, большинство нефтяных и газонефтяных месторождений на территории России находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов в связи с постепенным истощением их запасов. В экономическом отношении этой стадии присущи следующие положения:

большая часть инвестиций, требуемая для полного освоения запасов углеводородов уже сделана и материализована в пробуренных скважинах и объектах обустройства месторождений (основные фонды);

основные фонды характеризуются значительной степенью износа, и их физическое состояние требует обновления, т.е. новых инвестиций (замена трубопроводов, нефтехранилищ, различного вида оборудования, бурение скважин-дублеров и т.д.);

существует возможность использования последних достижений в области технологий повышения нефтеизвлечения.

Все это приводит к необходимости составления новых проектных документов для дальнейшей разработки (доразработки) месторождений.

Методология экономической оценки таких проектов во многом отличается от оценки проектов разработки новых, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не начиналась.

Таким образом, в следующей главе рассмотрим сущность стадии доразработки нефтяного месторождения. А также подробнее остановимся на технологии повышения нефтеизвлечения.

II. ДОРАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В большинстве нефтедобывающих стран запасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, для повышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные государства берут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти за счет повышения нефтеотдачи.

Большинство нефтяных месторождений на территории России находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов в связи с постепенным истощением их запасов.

Стадия доразработки нефтяных месторождений характеризуется падающей добычей нефти, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, что оказывает существенное влияние на экономические показатели разработки в направлении их ухудшения: растет число нерентабельных скважин, снижается эффективность нефтедобычи.

В экономическом отношении этой стадии присущи следующие положения:

v большая часть инвестиций, требуемая для полного освоения запасов углеводородов уже сделана и материализована в пробуренных скважинах и объектах обустройства месторождений (основные фонды);

v основные фонды характеризуются значительной степенью износа, и их физическое состояние требует обновления, т.е. новых инвестиций (замена трубопроводов, нефтехранилищ, различного вида оборудования, бурение скважин-дублеров и т.д.);

v существует возможность использования последних достижений в области технологий повышения нефтеизвлечения (освоение не охваченных разработкой участков нефтяных пластов на основе создания адресных гидродинамических моделей, бурение горизонтальных скважин, зарезка горизонтальных стволов в существующих вертикальных скважинах, использование различных методов воздействия на продуктивный пласт и т.д.).

2.1 Современное состояние процесса увеличения нефтеизвлечения

При доразработке нефтяных месторождений характерно применение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Но даже использование таких мощных геолого-технических мероприятий как ГРП, ОПЗ и так далее, далеко не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Согласно опыту применения методов увеличения нефтеотдачи такая высокая доля дополнительной добычи, декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована таким образом, что в нашей стране методы увеличения нефтеотдачи уже применяются практически на всех месторождениях. Но при этом нефтеотдача низкая и продолжает падать.

В этой связи уместно напомнить, что согласно официальным данным в США, где нефтеотдача растет, дополнительная добыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи наращивалась в течение последних 25-30 лет и в настоящее время составляет примерно 35 млн.т., т.е. меньше той, о которой рапортуют российские компании.

Такая абсурдная ситуация в значительной мере обязана отсутствию четкого определения термина «методы увеличения нефтеотдачи» и максимально формализованных определяющих его критериев.

В условиях еще не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие упомянутые выше мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. Более того, в некоторых крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем в последние годы осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи. Количество выводимых из эксплуатации так называемых “нерентабельных” скважин уже исчисляется не единицами и не сотнями, а тысячами. В некоторых компаниях их число приближается к 50% от общего действующего фонда. Сокращены объемы применения химических реагентов, также необходимых для достижения проектной нефтеотдачи. Наконец, кратно снизился по сравнению с советским временем объем дополнительной добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, которые возможно тоже попали в разряд “нерентабельных” или “консервативных”. Конечно, такая практика приводит к снижению нефтеотдачи, притом существенному.

В этой связи уместно подчеркнуть, что в нефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачей недропользователя. Главное для него - получение по возможности более высоких прибылей для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Выполнение этой задачи, как правило, объективно входит в противоречие с достижением максимально возможных значений нефтеотдачи. Увеличение нефтеотдачи и извлекаемых запасов на этой основе - одна из важнейших забот хозяина недр, т.е. государства.

2.2 Методы увеличения нефтеотдачи

Итак, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций, весь срок разработки месторождения разбит на три основных этапа:

v На первом этапе для добычи нефти максимально возможно

используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

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

v На третьем этапе для повышения эффективности разработки

месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery - EOR). Эти методы называют также третичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти.

2.2.1 Факторы, влияющие на полноту извлечения нефти

Коэффициент нефтеотдачи находится в прямой зависимости от факторов, связанных как с природными свойствами залежей нефти, так и с условиями их разработки.

По данным лабораторных опытов и промысловых наблюдений, неоднозначна зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпов отбора жидкости из пласта. Считается, что существует связь между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Например, в гидрофобном пласте капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. с ростом градиентов давления в пласте). Считается также, что в условиях значительной неоднородности физических свойств коллекторов повышение градиентов давлений в пласте благоприятно влияет на нефтеотдачу вследствие включения в работу дополнительных пропластков, из которых раньше (при небольших перепадах давления) не получали притока нефти.

По данным эксплуатации ряда месторождений, законченных разработкой, нефтеотдача практически не зависит от темпов отбора жидкости из пласта. Нефть из этих залежей вытеснялась высокоминерализованной водой с нейтральными смачивающими свойствами, т. е. процесс ее вытеснения протекал в этих залежах при слабой активности капиллярных сил; кроме того, породы этих залежей обладают значительной проницаемостью и сравнительной однородностью коллекторских свойств.

Прямое отношение к проблеме увеличения конечной нефтеотдачи имеют вопросы правильного (без загрязнения) вскрытия пластов, борьба с преждевременным обводнением скважин, повышение эффективности эксплуатации обширных «водоплавающих» зон нефтяных и газовых залежей, правильный выбор интервалов перфорации скважин при наличии газовых и водоносных пропластков в разрезе и многие другие элементы технологии эксплуатации и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Из сказанного следует, что проблема повышения нефтеотдачи -- многоплановая. Ее решение может быть достигнуто лишь при одновременном учете всех факторов, оказывающих влияние на эффективность извлечения нефти из недр.

Для увеличения нефтеотдачи широко применяют методы поддержания пластового давления, совершенные методы вскрытия пластов, рациональную расстановку скважин, регулирование процесса разработки залежей и ряд других средств. Значительное внимание уделяется разработке и внедрению новых специальных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

2.2.2 Классификация методов увеличения нефтеотдачи

К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

1) физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

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

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

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

По мере развития технологий реализации МУН введено понятие улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery). Эти методы, которые иногда также называют четвертичными, предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также таких перспективных технических средств повышения нефтеотдачи, как горизонтальные скважины. Следует подчеркнуть, что применение горизонтальных скважин для улучшения МУН связывают главным образом с решением таких стратегических задач как организация вертикального воздействия, повышение эффективности гравитационного режима разработки, выработка не вовлеченных в разработку запасов нефти. Это означает, что применение горизонтальных скважин нельзя рассматривать в качестве самостоятельного метода повышения нефтеотдачи, что нередко пропагандируется в нашей стране. Это тем более важно, что горизонтальные скважины часто применяют в качестве средства интенсификации добычи нефти. Далеко не всегда такое применение горизонтальных скважин приводит к повышению нефтеотдачи.

Обсуждая понятие «улучшенные МУН» нужно отметить, что в зарубежной литературе имеется также упоминание об уплотнении сетки скважин. В этой связи напрашивается такое понимание термина «улучшенные МУН», согласно которому реализация МУН сопровождается применением всех технологий и средств повышения охвата процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизация сеток размещения скважин и системы воздействия для вовлечения в разработку недренируемых и слабодренируемых запасов, нестационарное воздействие и перемена направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение.

Отметим, что в международной практике собственно метод заводнения не упоминается как метод увеличения нефтеотдачи. Однако в нашей стране этот метод является превалирующим и повышение его эффективности с точки зрения полноты извлечения нефти имеет стратегическое значение. Значительное число месторождений характеризуется высокой выработкой запасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУН по техническим и экономическим причинам проблематично. Поэтому представляется целесообразным отнести к категории улучшенных МУН и улучшенное заводнение, если оно предусматривает комплекс технологических и технических средств, приводящих к увеличению нефтеотдачи не на единицы процентов, а на 15 % и более по сравнению с проектной величиной. По оценкам именно с таким порогом в США связано предоставление экономических стимулов.

Это тем более важно, так как согласно данным нефтяных компаний (Таблица 2.1) дополнительная добыча нефти в нашей стране за счет применения методов увеличения нефтеотдачи за пятилетний период 1996-2000 г.г. выросла вдвое и достигла 43,1 млн.т.

Такой объем дополнительной добычи соответствует примерно 17 % от общей добычи и примерно половине всей добыче из трудноизвлекаемых запасов. Распределение дополнительно добытой нефти по некоторым методам увеличения нефтеодачи приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.1

Добытая нефть за счет применения методов увеличения нефтеотдачи [20]

Организация	1995	1996	1997	1998	1999	2000
ВСЕГО по России, тыс.с	22512,2	28211,6	34212,6	37181,7	42558,0	43108
1. Нефтяные компании, всего, тыс.т в том числе ОАО «НК «ЛУКойл» ОАО «НК «ЮКОС» ОАО «Сургутнефтегаз» ОАО «Сиданко» ОАО «Татнефть» ОАО «ТНК» ОАО «НК «Сибнефть» ОАО «НК «Башнефть» ОАО «Роснефть» ОАО «НГК «Славнефть» ОАО «ВНК» ОАО «Онако» ОАО «НК «Коми ТЭК»	21430,9 3207,9 5212,3 3843,3 308,8 1371,1 2313,5 1510,2 538,3 589,1 535,3 1622,4 323,7 49,9	26751,4 4024,8 5571,0 4952,8 493,9 1829,5 3420,2 2007,4 638,7 530,2 669,8 1811,9 750,5 47,1	32476,0 6079,7 6103,7 5560,0 794,0 2434,4 4068,6 2918,8 813,4 440,8 660,6 1811,8 719,2 69,0	35274,4 5885,7 6026,0 6925,4 1140,5 2647,5 4236,7 3553,5 924,2 712,0 364,8 2077,6 711,6 65,6	40032,8 9093,6 5353,3 8106,7 1094,0 3027,1 4406,2 3460,0 1005,2 1107,9 644,8 2000,0 734,1	40767 9247 5739 9042 1489 2468 5106 3276 1058 1009 894 606 781
2. Остальные производители, тыс.т	25,7	34,3	57,5	70,8	133,2	177
3. Организации с иностранными инвестициями, тыс.т	1060,7	1429,4	1681,1	1839,9	2392,1	2166

Таблица 2.2

Распределение добытой нефти по методам увеличения нефтеотдачи пластов [20]

Применяемые МУН	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Добытая нефть за счет МУН по России, всего, тыс.т ГРП количество проведенных операций дополнительная добыча нефти, тыс.т Горизонтальные скважины количество пробуренных скважин добыча нефти из всех ГС, тыс.т Зарезка боковых стволов количество пробуренных стволов добыча нефти из всех ПС, тыс.т Тепловые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т Физико-химические методы дополнительная добыча нефти, тыс.т Газовые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т Прочие методы дополнительная добыча нефти, тыс.т	22512 1611 9013 104 567 17 45 1216 7873 307 3491	28212 2278 11276 133 1009 53 60 1578 10478 220 3591	34213 2218 14125 174 1465 138 233 1928 11886 205 4371	37182 1763 14881 220 2019 224 404 2073 12942 223 4641	42558 2163 14289 326 3845 563 1166 3190 13736 226 6107	43108 2167 13666 392 4497 696 1831 3163 13435 246 6270

Итак, ссылаясь на вышесказанное, во многих компаниях к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активных запасов.

Таким образом, определение термина “методы увеличения нефтеотдачи” позволяет:

ь установить максимально возможную прозрачность стимулирования работ по повышению нефтеотдачи в стране;

ь установить единую фискальную систему, исключающую получение сверхприбылей, а значит, увеличить бюджетные возможности для решения проблемы преодоления бедности;

ь создать условия для преодоления негативной тенденции снижения нефтеотдачи в возможно короткие сроки;

ь создать условия для развития отечественных методов увеличения нефтеотдачи и диверсификации нефтедобычи на основе развития отечественных смежных отраслей по техническому и информационному оснащению методов увеличения нефтеотдачи.

2.3 Геолого-технические мероприятия

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) -- работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты (восстановление или увеличение проницаемости, охват пласта притоком и закачкой; регулирование депрессии, отборов жидкости; изоляция обводненных пластов и их интервалов) и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины.

Для более ясной картины данного вопроса рассмотрим некоторые из геолого-технических мероприятий. Для этого обратимся к знаниям, полученным во время изучения дисциплины «Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений».

2.3.1 Гидравлический разрыв пластов

Гидравлический разрыв пластов -- эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. Этот метод применяют при освоении скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений, для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т.д.

Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. С повышением давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.

Промысловая практика показывает, что дебиты скважин после гидроразрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по-видимому, соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон.

В последнее время считают, что наиболее эффективной для гидроразрыва пластов должна быть маловязкая слабо фильтрующаяся жидкость, так как при этом пласт не засоряется посторонними веществами, а потери давления при ее прокачке по трубам невелики. При этом давление на забое скважины быстро возрастает и поддерживается на высоком уровне после возникновения трещины, в результате чего обеспечиваются большое раскрытие трещин и хорошее заполнение их песком. В качестве присадок, снижающих фильтруемость жидкостей разрыва, ВНИИ предложено использовать добавки асфальтита и нефти.