Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, трудноизвлекаемые запасы нефти, технико-экономическая эффективность, эксплуатационные расходы, капитальные вложения, чистый дисконтированный доход, налоги.
На современном этапе развития нефтегазового комплекса РФ наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте запасов трудноизвлекаемой нефти. Средняя конечная нефтеотдача пластов в РФ снизилась до 35–38 %. В связи с этим одной из наиболее актуальных задач нефтяной отрасли является применение современных технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу.
Сейчас в мире насчитывается более сотни различных видов соответствующих технологий. Однако в РФ использование современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), к сожалению, не увеличивается. Ежегодная добыча нефти с применением МУН на различных месторождениях РФ в настоящее время составляет всего 2,0–2,5 млн т. Отметим, что в США дополнительная добыча нефти на месторождениях с применением МУН в последние годы составляет примерно 30–35 млн т [1]. Одной из ключевых причин того, что новейшие МУН не находят полномасштабного применения в России, является отсутствие необходимого стимулирования со стороны государства.
Большинство современных МУН внедряются в основном на старых месторождениях и разделяются на следующие группы:
- газовые методы (закачка двуокиси углерода (СО2), азота, метана или других газов);
-физико-химические методы – закачка химреагентов (щелочь, поверхностно- активные вещества (ПАВ) или полимеры);
- тепловые методы – закачка пара, термогазовое воздействие (ТГВ);
- гидродинамические методы;
- физические методы.
Потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами в РФ представлены в табл. 1 [2].
Выбор МУН для условий конкретного месторождения определяется критериями применимости, которые подробно рассмотрены в [3, 4 и др.]. Промышленное внедрение современных МУН обосновывается их технико-экономической эффективностью, которая оценивается на основе действующих нормативных документов [5, 6]. Основными оценочными критериями являются дополнительный чистый дисконтированный доход (ЧДД) недропользователя и государства (ЧДДГ).
Для оценки этих показателей необходимо оценить расходы на внедрение МУН, которые входят в нормативы капитальных и эксплуатационных затрат по закачке рабочих агентов.
Применение термогазового воздействия
Одним из перспективных МУН, который применяется для трудноизвлекаемых запасов нефти, является термогазовое воздействие (ТГВ). Данный метод разработан в России, имеет широкую область применения и высокую эффективность. В основе метода лежит закачка воздуха (водовоздушной) смеси в пласт и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты за счет внутрипластовых окислительных процессов. Лабораторные и опытно-промысловые экспериментальные исследования, проведенные как в России, так и за рубежом, подтвердили его высокую эффективность [7, 8 и др.]. В состав дополнительных капитальных затрат для этого метода входят затраты по следующим элементам:
- бурение и обустройство дополнительных эксплуатационных и нагнетательных скважин для закачки водовоздушной смеси;
- затраты на подготовку скважин для проведения ТГВ (термоизоляция насосно-компрессорных труб, установка дополнительных пакеров, аварийные задвижки, специальное оборудование устья скважин, контрольно-измерительная аппаратура;
- затраты на специальное оборудование для ТГВ (воздушные компрессоры первой и второй ступеней компримирования, воздушный ресивер, насосы для закачки воды);
- затраты на нематериальные активы (лицензии на использование патентов на технологии, программные продукты, научно-техническое сопровождение);
- затраты на экологию.
В состав дополнительных эксплуатационных расходов входят следующие направления:
- затраты на обслуживание дополнительных эксплуатационных скважин;
- затраты на обслуживание воздухонагнетательных скважин;
- затраты на закачку водовоздушной смеси;
- затраты на сбор, транспорт, технологическую подготовку дополнительно добытых нефти и газа;
- затраты на электроэнергию по добыче дополнительной нефти;
- амортизационные отчисления специального оборудования для ТГВ;
- амортизационные отчисления нематериальных активов.
Применение данного метода осуществлялось для нефтяных объектов Приобского месторождения. Запасы маловязкой нефти Приобского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых в связи с тем, что промышленная нефтеносность приурочена к низкопроницаемым песчано-глинистым отложениям. Эффективное извлечение таких запасов возможно только при использовании современных методов повышения нефтеотдачи. Для геолого-промысловых условий этого месторождения было обосновано применение термогазового метода воздействия (ТГВ) на пласт [9–11]. Недропользователем месторождения является ООО «Нефтяная компания Сибнефть-Югра», которая с 2014 года проводит на ряде участков этого месторождения опытно-промысловые испытания ТГВ.
Все технологические и технико-экономические показатели определены на основе исходной информации недропользователя.
В состав затрат входят: капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство; эксплуатационные затраты (условно-переменные и условно-постоянные), амортизация, налоги и платежи в составе себестоимости и вне эксплуатационных затрат [12]. Месторождение разрабатывается при налоговом режиме с применением НДПИ. Были проведены расчеты для двух вариантов: заводнение и применение ТГВ. Основные показатели технико-экономической эффективности представлены в табл. 2 [13].
Анализ результатов исследований показал, что применение заводнения является убыточным, а применение ТГВ на опытном участке Приобского месторождения позволяет эффективно его разрабатывать.
Для повышения заинтересованности инвестора в разработке трудноизвлекаемых запасов Приобского месторождения были проведены расчеты технико-экономической эффективности при налоговом режиме с использованием налога на дополнительный доход (НДД). Результаты расчетов представлены в табл. 3.
Анализ результатов, представленных в табл. 3, показывает, что применение налогового режима НДД повышает ЧДД недропользователя более чем в два раза, при этом доход государства снижается только на 9 %.
Таким образом, применение этого режима существенно повышает заинтересованность недропользователя в освоении трудноизвлекаемых запасов месторождения.
Применение закачки углекислого газа
Другой эффективный газовый метод – закачка углекислого газа (СО2) в пласт. Данный метод основан на способности углекислого газа растворяться как в нефти, так и воде. За счет этого снижается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность и обеспечивается режим смешивающего вытеснения. Показано, что наиболее целесообразна чередующаяся закачка CO2 и Н2О. При этом рекомендуемый размер первой порции CO2 составляет 2,5–5,0 % порового объема пласта, а суммарный объем закачки CO2 – 20–30 %. По сравнению с закачкой воды чередующаяся закачка СО2 и воды приводит к росту коэффициента вытеснения на 10–15 % [14]. Результаты промысловой закачки CO2 за рубежом имеют относительно высокий процент успешности. Например, коэффициент успешности проектов, реализованных в США, Венгрии, Франции – 0,46–0,75 [15]. Работы по закачке СО2 успешно проводились в Татарии, Башкирии, в Краснодарском крае, в Оренбургской области, Казахстане, Западной Сибири и др. Повышение конечной нефтеотдачи при использовании этого метода по сравнению с обычным заводнением составило 5–10 %. Данный метод требует оснащенности нефтепромыслов дополнительным специальным оборудованием. Наиболее капиталоемкими являются компрессорные станции большой производительности и внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин, обеспечивающее смешивание воды и газа при высоком давлении. Дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты необходимы по следующим направлениям затрат [16]:
· строительство компрессорных станций (КС);
· строительство газопроводов низкого давления;
· строительство газопроводов высокого давления;
· строительство пунктов осушки газа;
· стоимость дозаторных установок;
· стоимость СО2, закачиваемого в пласт;
· текущие расходы на обслуживание КС, газопроводов и др.;
· затраты на электроэнергию для закачки в пласт воды и добычи дополнительной нефти насосным способом;
· амортизационные отчисления дополнительного оборудования (КС, газопроводов, дозаторных установок и др.).
Рассмотрим технико-экономическую эффективность данного метода для месторождения Алиан (Сирия) [17]. На этом месторождении применение обычного заводнения из-за низкой проницаемости коллекторов неэффективно. Однако заводнение было рассмотрено как базовый вариант разработки месторождения. Разработка месторождения ведется с 2005 года. Все показатели и нормативы определялись на основе данных, представленных ООО «Зарубежнефть». Основные показатели технико-экономической эффективности представлены в табл. 4, а динамика ЧДД для двух вариантов разработки – на рис. 2.
На основе анализа результатов расчетов, а также анализа динамики ЧДД установлено, что при использовании закачки нагнетательных скважин для разработки месторождения при закачке СО2, существенно повышаются все основные показатели технико-экономической эффективности разработки месторождения Алиан:
суммарная выручка увеличилась на 85 %;
чистый дисконтированный доход увеличился на 70 % за весь срок разработки; индекс доходности увеличился более чем в два раза; внутренняя норма рентабельности повысилась на 24 %.
Применение паротеплового воздействия
Для разработки трудноизвлекаемых запасов месторождений, которые содержат вязкую, парафинистую или смолистую нефть, применяются тепловые МУН. Рассмотрим применение паротеплового воздейстия на месторождении Тишрин (Сирия). Месторождение Тишрин содержит высоковязкую нефть, основные запасы которой сосредоточены в трещиноватых коллекторах, характеризующихся крайне низкой проницаемостью. Разработка месторождений такого типа на естественном режиме обычно сопровождается низкой нефтеотдачей.
При паротепловом воздействии пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В состав капитальных затрат по закачке пара входят следующие элементы:
· арматура устья для герметизации позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое;
· лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных измерительных приборов;
· термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт;
· компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером либо устанавливаются отдельно;
· парогенераторная установка для подготовки воды и ее подогрева, которая имеет блок водоподготовки, деаэрации и парогенератор;
· оборудование для прогрева ствола скважин, которое включает паровые передвижные установки и электрические нагреватели;
· оборудование для поджога пласта, которое включает топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты.
Экономические расчеты и оценка эффективности освоения остаточных запасов нефти и газа месторождения Тишрин проведена по технологическим вариантам, базовому – с 5%-ным годовым падением уровней добычи и вновь проектируемому варианту с применением паротеплового воздействия [18]. Все показатели были определены на основе информации ООО «Зарубежнефть». Как было отмечено выше, в составе капитальных вложений учтены затраты на бурение новых горизонтальных скважин, их оборудование под эксплуатацию, подключение к системе сбора и транспорта, хранения нефти и газа, затраты на бурение боковых стволов в вертикальных скважинах, затраты на расширение и реконструкцию действующих промысловых объектов, так и новое строительство, затраты на расширение системы сбора, транспорта, подготовки и хранения нефти и газа, а также учтены дополнительные затраты на ЛЭП, КИП, автоматизацию, на строительство внутрипромысловых дорог (подъездов) к новым скважинам, ДНС, КСП к базам обслуживания, а также капитальные затраты на парогенераторы (3 штуки), паропроводы, водоснабжение и др. Налоговые отчисления соответствовали действующему в Сирии налоговому режиму. Основные показатели оценки технико-экономической эффективности представлены в табл. 5.
Анализ результатов расчетов показал, что ЧДД недропользователя относительно базового варианта увеличится на 45 %, а дисконтированный доход государства увеличится на 39 %. Таким образом, применение паротеплового воздействия на пласт позволяет значительно повысить эффективность разработки месторождения.
Таким образом, проведенный анализ результатов технико-экономической оценки МУН подтвердил целесообразность их применения для разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов, несмотря на значительные дополнительные капитальные вложения и эксплуатационные затраты. Для ТГВ, закачки СО2 и паротеплового воздействия представлены направления этих расходов.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)» № в РОСРИД 122022800270-0.
Литература
1. Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России:
важно не упустить время. Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В. – М., 2013 – 24 c.
2. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пластов. [Электронный ресурс]. URL. https://tegaz.ru/company/press/407/?ysclid=m14wpdh5ya518789079.
3. Сургучев М.Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи». М.: Недра, 1985. 308 с.
4. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождении с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2011. – 156 с.
5. ФЗ РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (редакция от 1.04.2022 г.) [Электронный ресурс] URL:https://legalacts.ru/doc/zakon-rf-ot-21021992-n-2395-1-o/ (дата обращения: 20.08.2024).
6. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая: текст с посл. изм. и доп. на 1 февраля 2022 г [Электронный ресурс]. URL:https://nalog.garant.ru/fns/nk (дата обращения: 20.08.2024).
7. Боксерман А.А., Вольпин С.Г., Миронов Д.Т. Эффективность применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи для различных геолого-физических условий // Нефтепромысловое дело. –2020. – № 12 (624). – С. 37–45.
8. Кокорев В.И., Дарищев В.И., Ахмадейшин И.А. и др. Результаты промысловых испытаний и перспективы развития термогазового способа разработки залежей Баженовской свиты в ОАО «РИТЭК» // Бурение и нефть. – 2014. – № 11. – С. 26–28.
9. Приобское месторождение [Электронный ресурс]. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/207323/ (дата обращения: 10.08.2024).
10. Термогазовое воздействие [Электронный ресурс]. URL: http://www.myshared.ru/slide/138230/ (дата обращения: 10.08.2024).
11. Боксерман А.А., Вольпин С.Г., Миронов Д.Т. Эффективность применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи для различных геолого-физических условий // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 12 (624). – С. 37–45.
12. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. –М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.
13. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. Оценка технико-экономической эффективности применения термогазового воздействия на Приобском месторождении // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2024. – № 1. – С. 618–628.
14. Рузин, Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). Учеб. пособие – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.
15. Антониади, Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. – Краснодар: Советская Кубань, 2000. – 464 с.
16. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах // М.: Наука, 2006 г., 134 с.
17. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. Оценка технико-экономической эффективности разработки месторождений при использовании закачки газа (на примере месторождения Алиан) // Известия Тульского университета. Науки о Земле. – 2021. – № 2. – С. 441–452.
18. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. ТЭО разработки месторождения Тишрин с применением паротеплового воздействия // Деловой журнал «Neftegaz.RU. – 2024. – № 5. – С. 76–80.
