«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011 В Республике Татарстан до- бывается 32,5 млн тонн нефти в год, всего до - быто более 3,1 млрд тонн (см. «Нефть Татарстана»), аудиро- ванные остаточные запасы со- ставляют более 1 млрд тонн, при этом доля трудноизвлекаемых запасов выросла с 31% до 73 %. Подобная ситуация характерна в целом для России. Прирост запасов нефти катего- рии С 1 +С 2 по ОАО «Татнефть» в Республике Татарстан за 2000– 2009 годы составил 330,0 млн тонн, в т.ч. за счет ГРР — 135,2 млн тонн, за счет увеличения КИН — 52,9 млн тонн. За этот период до- быто 251,4 млн тонн нефти. Ком- пенсация добычи нефти приро- стом запасов составляет 131%. 46 Одним из существенных источников прироста запасов и добычи нефти Республики Татарстан являются залежи сверхвязких нефтей (СВН, природных битумов), геологические ресурсы которых составляют от 1,5 до 7 млрд тонн. Компанией подготовлен проект проведения ГРП в горизонтальных скважинах высоковязких нефтей Архангельского месторождения с закачкой пара в горизонтальный ствол, что позволит, по нашим модельным расчетам, увеличить КИН участка с 0,250 до 0,445. Однако, несмотря на высокую технологическую эффективность, при действующей налоговой системе такой проект не окупается. Для освоения залежей тяжелых нефтей на период разработки новых технологий, обустройства месторождений необходимы дополнительные меры государственной поддержки. Наиболее реальной и существенной мерой «Татнефть» видит введение нулевой ставки экспортной пошлины на сверхвязкую нефть. В рамках России, а это 30–70 млрд тонн ресурсов, такой стимул даст несомненный экономический эффект, прежде всего, для самого государства… РАИС ХИСАМОВ Главный геолог — заместитель генерального директора ОАО «Татнефть» ОАО «ТАТНЕФТЬ»: МУН ДЛЯ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НЕДОСТАТОЧНО… ОАО «ТАТНЕФТЬ»: МУН ДЛЯ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НЕДОСТАТОЧНО… 5,5 6,8 5,6 0,2 2,6 5,2 7,0 2,0 2,3 17,2 14,9 4,5 1,1 9,7 5,1 0,9 6,7 3,1 0,5 6,3 0,4 34,9 30,2 29,6 26,4 22,3 37,0 30,7 14,2 31,9 34,6 36,4 60,2 29,1 28,7 35,6 17,7 28,9 19,1 19,4 42,1 28,8 34,5 32,7 30,0 26,0 24,0 25,5 25,4 25,5 25,8 26,3 27,2 28,2 28,7 29,1 29,9 30,7 31,3 31,9 32,3 32,5 32,5 34,3 32,5 29,7 25,3 23,0 24,1 23,7 23,2 23,1 23,0 23,1 24,6 24,6 24,7 25,1 25,3 25,4 25,7 25,8 25,9 25,9 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0 20 40 60 80 100 120 140 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Прирост запасов за счет КИН по кат. АВС 1 +С 2 Всего прирост запасов по кат. АВС 1 +С 2 (без учета списания) Добыча нефти по Республике Татарстан, млн т Добыча нефти по ОАО «Татнефть», млн т Нефть Татарстана
Transcript
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
В Республике Татарстан до-бывается 32,5 млн тонннефти в год, всего до -
быто более 3,1 млрд тонн (см.«Нефть Татарстана»), аудиро-ванные остаточные запасы со-ставляют более 1 млрд тонн, приэтом доля трудноизвлекаемыхзапасов выросла с 31% до 73 %.Подобная ситуация характерна вцелом для России.
Прирост запасов нефти катего-рии С1+С2 по ОАО «Татнефть» вРеспублике Татарстан за 2000–2009 годы составил 330,0 млн тонн,в т.ч. за счет ГРР — 135,2 млн тонн,за счет увеличения КИН — 52,9 млн тонн. За этот период до-быто 251,4 млн тонн нефти. Ком-пенсация добычи нефти приро-стом запасов составляет 131%.
46
Одним из существенных источников прироста запасов и добычи нефти Республики Татарстанявляются залежи сверхвязких нефтей (СВН, природных битумов), геологические ресурсы которыхсоставляют от 1,5 до 7 млрд тонн.Компанией подготовлен проект проведения ГРП в горизонтальных скважинах высоковязких нефтейАрхангельского месторождения с закачкой пара в горизонтальный ствол, что позволит, по нашиммодельным расчетам, увеличить КИН участка с 0,250 до 0,445.Однако, несмотря на высокую технологическую эффективность, при действующей налоговойсистеме такой проект не окупается. Для освоения залежей тяжелых нефтей на период разработки новых технологий, обустройстваместорождений необходимы дополнительные меры государственной поддержки. Наиболеереальной и существенной мерой «Татнефть» видит введение нулевой ставки экспортной пошлины насверхвязкую нефть. В рамках России, а это 30–70 млрд тонн ресурсов, такой стимул дастнесомненный экономический эффект, прежде всего, для самого государства…
РАИ
С Х
ИС
АМ
ОВ
Гла
вны
й г
ео
лог
— з
ам
ес
тите
ль г
ен
ер
аль
но
го д
ир
ект
ор
а
ОА
О «
Татн
еф
ть»
ОАО «ТАТНЕФТЬ»:МУН ДЛЯ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НЕДОСТАТОЧНО…ОАО «ТАТНЕФТЬ»:МУН ДЛЯ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НЕДОСТАТОЧНО…
Прирост запасов за счет КИН по кат. АВС1+С2Всего прирост запасов по кат. АВС1+С2(без учета списания)
Добыча нефти по Республике Татарстан, млн тДобыча нефти по ОАО «Татнефть», млн т
Нефть Татарстана
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
Ромашкинское месторождениеобеспечивает 58,8% добычи ком-пании. Дифференцированное на-логообложение выработанныхместорождений по закону 151-ФЗот 27.07.06 позволило стабилизи-ровать добычу нефти на место-рождении: в 2006 году здесь до-быто 15,1 млн тонн, за 2010 год —15,248 млн тонн (см. «Нефть Ро-машкинского месторождения»).
Условия выработки запасовнефти месторождений из карбо-натных (трещиноватых) и терри-генных коллекторов, вязких и ма-ловязких нефтей, водонефтяныхзон на разных стадиях разработ-ки отличаются значительно, чтоотражается в проектных конеч-ных значениях КИН.
Технологии
Мы сегодня имеем и приме-няем технологии, которые обес-печивают в среднем рентабель-ность вложенных затрат. Работыпо увеличению КИН необходиморасширять и поддерживать состороны государственных орга-нов; это позволит стабилизиро-вать добычу из обустроенных раз-рабатываемых месторождений.
Для снижения эксплуатацион-ных затрат при разработке место-рождений вязких нефтей и уве-личения экономической эффек-тивности в зависимости от осо-бенностей геологического строе-ния, свойств нефти внедряютсясовременные технические сред-ства: цепные приводы (см. «Цеп-ные приводы»), оборудование дляодновременно-раздельной экс-плуатации и закачки в разные го-ризонты в одной скважине (см.«Одновременно-раздельная экс-плуатация»).
Для увеличения проектногоКИН применяются системы раз-работки с горизонтальными сква-
жинами. Например, на Бавлин-ском месторождении для карбо-натных коллекторов применяетсяобъемно-замкнутая система (см.«Объемно-замкнутая система иее показатели»), где сегодня про-бурено 66 ГС со средним дебитом6,8 тонны в сутки, что выше деби-та вертикальных скважин в 1,8раза (3,8 тонны в сутки).
Проектный КИН увеличен с 0,2до 0,245. Здесь же испытано обо-рудование для регулирования от-
боров в горизонтальном стволеспециальными шторами, разра-ботанное в ТатНИПИнефти.
Расширяются объемы внедре-ния гидравлического разрывапластов в низкопроницаемых тер-ригенных и карбонатных коллек-торах: за 2009 год выполнено 112ГРП, в 2010 году — 237 с приро-стом дебита 3,6 тонны в сутки.Всего на 01.01.11 ГРП проведен в1433 скважинах с накопленнойдобычей 4,5 млн тонн.
47
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Ромашкинское — уникальное месторождение, прирост коэффициентанефтеотдачи на 1 процентный пункт (например от 0,53 до 0,54),дает прирост запасов 42 млн т, а это годовой прирост запасовнефти по ОАО «Татнефть», поэтому мы сегодняпроводим значительный объеминновационных технологий поповышению текущегои конечного КИН.
3 Общее количество обработок шт. 3513 3302 2961 2817 2496 2389 2364 2222 1643 2161
4 Количество обработок по физ-хим. методам шт. 3347 3158 2749 2560 2244 2124 2089 1968 1426 1877
5 Количество обработок по промышл.техн. шт. 0 1769 1818 1717 1890 1878 1944 1820 1257 1656
Аудированные остаточныезапасы ОАО «Татнефть»составляют более 1 млрд тонн, при этом доля трудноизвлекаемыхзапасов выросла с 31% до 73%
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
Сегодня подготовлен проектпроведения ГРП в горизонталь-ных скважинах высоковязкихнефтей Архангельского место-рождения с закачкой пара в гори-зонтальный ствол, что позволитпо нашим модельным расчетамувеличить КИН участка с 0,250 до0,445. При этом вертикальные до-бывающие скважины будут обо-рудованы греющим кабелем, ко-торый проходит испытания наскв. №231 (см. «ГРП в горизон-
тальных скважинах с тепловымвоздействием»).
Технологии длясверхвязких нефтей
Одним из существенных источ-ников прироста запасов и добычинефти являются залежи сверх-вязких нефтей (СВН, природныхбитумов), геологические ресурсыкоторых в Республике Татарстансоставляют от 1,5 до 7 млрд тонн.
Месторождения сверхвязкихнефтей имеют свои особенности:небольшие глубины и размеры,нефти обладают высокой плот-ностью (до 1000 кг/м3) и вяз-костью (до 700 тыс. сП).
Извлечение таких нефтей воз-можно лишь тепловыми метода-ми, наиболее эффективна закач-
ка пара. «Татнефть» эксперимен-тальными работами добычи СВНзанимается с 1970 года, всего до-быто 220 тыс. тонн нефти, но де-биты нефти не превышали 0,5–3тонн в сутки (см. «Добыча сверх-вязких нефтей»).
В 2005 году принята, а в 2006году начата реализация програм-мы освоения запасов СВН с ис-пользованием новейших методовна основе российского и мирово-го опыта, в т.ч. по технологии па-рогравитационного дренажа (см.«Парогравитационный дренаж»),когда закачка пара температурой150–200°С в верхний горизон-тальный ствол обеспечивает про-грев нефти и снижение ее вязко-сти в 300–400 раз.
Разница в плотности пара инефти заставляет последнюю подвоздействием сил гравитациистекать в зону отбора горизон-тальной добывающей скважины.
Работы ведутся на основанииутвержденной технологическойсхемы разработки и авторскогонадзора с максимальной добычейнефти 300 тыс. тонн с 2015 года,максимальная годовая закачкапара при этом составит 1048 тыс.тонн. Необходимо пробурить 211скважин, в т.ч. 97 горизонталь-ных, проектный КИН = 0,365.
В настоящее время пробуренысемь парных и одна одиночная го-ризонтальные скважины, в экс-
48
ПРЕИМУЩЕСТВА ПЦ60-18-3-0,5/2,5 (с длиной хода 3 м) в сравнении с балансирными аналогами грузоподъемностью 6 т:1. Сокращение металлоемкости на 9–30%.2. Снижение сил гидродинамического сопротивления в подземной части УСШН в 1,7 раза, снижение динамических нагрузок и увеличение срока службы скважинного оборудования;3. За счет технической возможности перевода скважин низкопродуктивного (периодического) фонда на постоянный режим эксплуатации обеспечивается получение дополнительного прироста по нефти;4. Снижение удельных энергозатрат на подъем 1 м3 продукции на 10-20%;5. Снижение затрат на транспортировку, монтаж и обслуживание;6. Снижение числа ремонтов скважин по причине образования эмульсии в 3,9 раза;7. Снижение числа ремонтов скважин по причине обрывов и отворотов штанг в 2,4 раза.
ПРЕИМУЩЕСТВА ПЦ80-6-1/4 (с длиной хода 6 м) в сравнении с балансирным аналогом (8 т):1. Коэффициент подачи насоса при эксплуатации скважин с ПЦ80-6-1/4 выше, чем у балансирного аналога на 11%;2. Снижение сил гидродинамического сопротивления в подземной части УСШН в 1,7 раза, снижение динамических нагрузок и увеличение срока службы скважинного оборудования;3. Возможность эксплуатации высокодебитных скважин (до 100 м3/сут.), осложненных высоковязкой продукцией, отложениями солей и АСПВ в сравнении с УЭЦН:а) Обеспечивает возможность эксплуатации скважин малого диаметра и с дополнительными эксплуатационными колоннами (114 мм), без потери производительности;б) Приводит к снижению удельных энергозатрат на подъем 1 м3 продукции от 50% и более;в) Обеспечивает возможность регулирования режима эксплуатации скважины в рамках технической характеристики привода без потери КПД и привлечения бригады ПРС для замены насосной установки на другой типоразмер;г) Приводит к кратному снижению количества ремонтов на высокодебитных скважинах (до 100 м3/сут.), осложненных высоковязкой продукцией, отложениями солей и АСПВ.
Цепные приводы
45 55 83160
343
550
754885
1 043
24 38 72 125192 230
289
0
200
400
600
800
1 000
1 200шт.
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
ПЦ60 ПЦ80
Компания имеет и применяет технологии,которые обеспечивают в среднем рентабельностьвложенных затрат.Работы по увеличениюКИН необходиморасширять иподдерживать со стороныгосударственных органов
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011 49
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НКТСК
ШГН
ШГН
Пакер (М1-Х)
Пакер (МХ-1)
ЯкорьпараллельныйВерхний объектэксплуатации
Нижний объектэксплуатации
Верхний объектэксплуатации
Нижний объектэксплуатации
Хвостовик
СК
ШтангиШГН
Дополнительныйклапан ШГН
СК СК
ОРЭ 2-х лифтовая (ШГН-ШГН)
Нефть
Нефть
ВодаБлок клапановПакер
Всасывающийклапан
Продуктивныйпласт
Принимающийпласт
УСШН с НДД — подъем нефти со сбросом воды
ОРЭ 1-лифтовая (ШГН-ШГН) ОРЭ 1-лифтовая (ЭЦН-ШГН)
ЭЦН
ШГН
ШтангиНКТ
НКТ
Разъеденительноеустройство (М-2)
Пакер (М1-Х)
Коммутатор
117
226 219163
16
62
864,4
438,4
154,930,5
1 405,0
1,30
50
100
150
200
250
300
2005 2006 2007 2008 2009 2010 (ож.)0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
Количество скв. (л.ш.)Накопл. прирост добычи нефтипо приобщ. пластам (п.ш.)
скв. тыс. т
Всего: 760 скважинНакопленный абс. прирост добычинефти по приобщенным горизонтам(ОРЭ, ОРД/З) — 1405,4 тыс. тСредний прирост дебита по нефтина 1 скв. — 2,9 т/сут.
НКТ
От водовода системы ППД
СК
ШГН
Пакер (М1-Х)
ЯкорьпараллельныйВерхний объектэксплуатации
Нижний объектэксплуатации
ОРЗиД (одновременно-раздельнаязакачка воды и добыча нефти)
Одновременно-раздельная эксплуатация
1.840
1.22.2
1.524
1.710
1.816
0.74
1.89.5
1.82.4
1.68
1.660
1.696
1.377
1.63.6 1.5
54
4.67
6.87
7.4 7
8.47
10.2 7
8.27
87
4.4 7
67
13.7 7
6.877.2 7
6.7 7
8.57
5.7 7
6.27
7.2 7
5.47
4.87
9.27
67
7.6 7
9.67
10.6 7
7.5 7
67
6.67
-
10.2 7
10.7 7
87 7.4 7 87 67
7.6 7
7.6 7 7.1 7 7.6 7 7.3 74.97
8.47 7.8 77.8 7
6.67
87
87
7.8 7
6.877.6 7
7.9 7
3.97
7.7 7
9.47
7.8 7
10 7
9.7 7
12 7
9.7 7
9.87 10.9 7 8.87
87
87 10.9 7
6.47 5.57
9.47
7.2 7
77
4.97
9.27
87
87
10.6 7 10.2 7
9.47
8.57
8.67
7.2 7
8.7 7
87
87
7.2 7
7.9 7
7.7 7
7.7 7 7.7 7
10 7
10 7
7.7 78.37
8.67
677.9 7 7.4 7
7.6 7
11.2 7
5.47
4.67
7.3 7
8.1 787
87
97
7.3 7 9.97
6.1 7
87
87
87
5.1 7
8787
8.87
5.27
87
87
12.6 7
97
97 87
87
8712.4 7
875.57
10.6 7
87
87
87
87
9.47
10.4 7
7.9 7
97
97
9.7 7
97
97
9.8787
87
87
87
5.8797
10.6 7
87
87
87 14.6 7
87
6.87
8.87
8.87
9.1 7
7.2 7 10.2 7
10 7
9.57
11 7
10 79.37
3.1 7 10.1 7
9.27
7.5 7
12.5 7 9.579.37
12.2 7
9.37
11.6 7
8.7 7
9.27
77
10.2 79.47
9711.2 7
9.67
9.57
9.7 7
9.47 7.9 79.57 9.47
9.5710.9 7
9.7 7
11.1 7
11.1 7
11.1 7
8.57
9.47
10.6 7
87
87 97
10 7 7.6 7
7.8 7
9.57
7.8 711 7
8.578.1 7
7.6 7
9.67 7.7 710.1 7
1.1 7 8.97
8.57
47
4767
7.6 7
8.97
9.67
87
97
67
97
12.9 7 8.97 6.1 7 7.9 79.67
13.5 79.67
9.67
8.97
9.67
87
87 87
87
87
87
10.7 7
10.9 7 10.1 7 9.7 7 9.7 7
9.47
9.27
87
87
97
9710 79.67 8.47 9.37
97
97
9.7 7
9.27
97
97
6.47
87
87
9.1 7
32
66Д
66Ж
544
545
707
708Д
709
709Д
722
767767Д
846 849
859
860
866
885
885А
888
897
1106
1107
1117
1118
1119
1120
1210
2240
2243
2244
2245
2246
2249
2501
2715 2716 2717 2718
27192720 2721 2722 2723 2724
2725 27262727 2728
2729
2730
2733
27342735
2736
3000
3003
3009
3009Г
3010
3010Г
3011
3012
3012Г
3014
3015 3017 3018
3020
3020Г3022
3022Г 3023
30253027
3029
3037
3039
3039Г
3040
3042
3042Г
3043 3044
3045
3046
3047
3049
3050
3051
3051Г
30523053
3054
3059 30603061
3061Г
30663067
3068
30713072
30733075
30763078
3079
3081
3084
3860
43784385
4385Г
43864387 4388
44494450
4450Г
4451
4451Г
44524452Г
44534454
4455
4455Г
4456
4470
4470Г 4471
4471Г
44724472Г
44734473Г
4474
4550
4550Г
4551
4551Г
4552
4553
4554
4555
4555Г
4556
4557
4557Г
45724574
4574Г
4575
4634
4635
4635Г
4636
4636Г
46374638
4639
4640
4642
4642Г4642М
4643
4645
4645Г
4646
4647
4648
4698
46994700
4700Г
4701
4701Г
4702 47034704
4705
4705Г4706
4706Г
4707
4708 4709
48014803 4804
4805
4810
4810Г
4811
4811Г
4812
4812Г
4813
4813Г
4814
4814Г
4815
4815Г4819
48204821
4822 4823
4824
4824Г4825 4826 48274831
4831Г
4832
4832Г4833
4833Г
4834
4834Г 4835
4835Г4836
4836Г
4837
4837Г
4841 48424843 4844
4845 48464847 4848
4849
4853
4854
4854Г 4855
4855Г
4856
4856Г
4857
4857Г
4858
4858Г
4859
4859Г4860
4860Г 4861
4861Г
4862
4862Г
48674868 4869
4870 4871 4872
4873 48744875
48794879Г
4880
4880Г
4881
4881Г 4882
4882Г
4883
4883Г4884
4884Г
4885
4885Г
4886
4886Г
4887
4887Г
4888
48914892 4893
4894 48954896
48974900
4900Г
4901
4901Г
4902
4902Г 4903
4903Г
4904
4904Г
4905
4905Г
4906
4906Г
4907
4908
4908Г4909 4910 4911 4912
4913
4913Г
4914 4915
4916
4916Г
4917
4917Г
4918
4918Г
4919
4919Г
4920
49214922 4923 4924
4926
4926Г
4927
4927Г
4928
4928Г
4929
4930
4930Г
4933
4933Г
4934 4935
4936
4936Г
СЭ
Н
СЭ
Э
Э
СЭ
ПЗ
СЭ
ПЗ
СЭ
Э
Э
Э
СЭ
СЭ
СЭ
Э
Э
Э
Э ВДЗ
СЭ
СЭ
СЭ
ЭЭ
Э
Э
СЭ
ЭВДЗ
Н
ВДЗ
ВДЗ
НН
ВДЗ
НВДЗ
Э
ВДЗ
Н
Э
НВДЗ
ЭВДЗ
Э
Н
ВДЗ
ВДЗ
Э
ВДЗ
6
Объемно-замкнутая система
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
плуатации находятся четыре па-ры, дебит скважин достигает 30 иболее тонн в сутки на одну сква-жину (см. «Результаты парогра-
витационного дренажа»). С нача-ла внедрения метода добыто 65тыс. тонн нефти, закачано 237тыс. тонн пара.
Результаты ОПР показываютвозможность промышленногоосвоения месторождений сверх-вязких нефтей. Сегодня разраба-тывается ряд новых технологийдля месторождений СВН, в т.ч.
внутрипластового горения. Учи-тывая наличие 30–70 млрд тоннресурсов по России, считаем, чтоданное направление является го-сударственно важным.
В ОАО «Татнефть» разработа-но технико-экономическое об-основание освоения 50 первооче-редных месторождений сверхвяз-ких нефтей с суммарными запа-сами и ресурсами 199 млн тонннефти. По проекту необходимопробурить и обустроить 4625скважин. Капитальные вложениясоставят более 110 млрд рублей(см. «ТЭО освоения СВН»).
Испытываемые в ОАО «Тат-нефть» инновационные техноло-гии разработки месторожденийсверхвязкой нефти и организациянового нефтедобывающего про-изводства нефти в России могутстать важнейшим резервом внефтяной отрасли страны, а эф-фективные технологии и обору-дование, созданные в процессеопытно-промышленных работ подобыче и переработке сверхвяз-ких и тяжелых нефтей, могут бытьприменены при освоении подоб-ных месторождений в других ре-гионах России.
Проблемы и решения
Проблемой является затрат-ность производства по сравнениюс добычей нефти на обычных ме-сторождениях, что связано с не-обходимостью выработки и за-качки пара, определенными тре-бованиями к конструкции сква-жин. Несмотря на высокую техно-логическую эффективность, при
50
Показатели по Коробковскому участку Бавлинского месторождения
НБЗ/НИЗ, тыс. т. 21 378 4 275
КИН проект 0,2
Отобрано от НИЗ, % 41,8
Темп отбора от ТИЗза 2009 г. 7,71
ожид за 2010 г. 9,18
Кол-во скважин
всего 193
в т.ч. вертик доб/нагн 99 37
в т.ч. ГС доб/нагн 64 2
Средний дебит 1 скв рж/qH 5,7 4,7
qж верт/ГС 4,8 7,3
qн верт/ГС 3,8 6,8
% воды верт/ГС
Рпл 52
Рзаб верт/ГС 35 50
Осталось для бурения
ВС доб/нагн 14 6
ГС доб/нагн 15
Насос дозаторУДЭ — 0,63 Станция управления
греющего кабеля
Кабель КРБП
Верхний приводWeatherford
Подвесной патрубок
Капилярная трубка
Кабель КРБП
Распылитель реагента
Нагреватель продукции
Защита нагревателя
Насосные штанги— 1220 м;
категории EL–22
Центратор под муфтойНКТ 2,5 — 1 шт. на НКТ
(через 1 НКТ)
Устьевая арматура
Подвесной патрубок L=0,5 м
Колонна 2,5’’ НКТL=1220.47 м
2,5’’ НКТ L=3 м (1-ая трубапосле компановки
2,5’’ патрубокL=1,0 м
2,5’’ патрубокL=3,0 м
2,5’’ патрубок L=0.5 м
105 мм
макс.=113,5 мм
муфты корпусаУВШН=114 мм
Динамический якорь+УВШН–24–2000L=9,7 м
Расстояние междураспылителем реагентаи нагревателем — 10 см
Температура жидкости — 25–30˚СДебит до обработки — нет
Дебит после обработки — 3,0 т/сут.Реагент–СНПХ–7909 Расход — 90 г/т
Проект ОПР по ГРПи теплового воздействия
по Архангельскому месторождению
Длина ГС — 300 мТемпература пара — 260˚СРасход пара — 145 т/сут.
Дебит жидк./нефти — 110 т/18 тВязкость нефти — 1917 мПа*сПлотность нефти — 959 кг/м3
Камера
794 м
ОтборЗакачка
144мм?
? 144 мм
100 м 100 м
300 м
100 м
ГРП в горизонтальных скважинах с тепловым воздействием
Одним из существенныхисточников приростазапасов и добычи нефтиявляются залежисверхвязких нефтей,геологические ресурсыкоторых в РТ составляютот 1,5 до 7 млрд тонн
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
действующей налоговой системепроект не окупается, и инвесторыне заинтересованы в проекте.
В настоящее время на добы-тую нефть месторождений СВНраспространяется нулевая ставкаНДПИ, но данная льгота положе-ние не спасает. При ценах нанефть $50 и $70 за баррель чи-стый доход инвестора при ДНСожидается отрицательным, соот-ветственно, минус 103,8 и минус80,2 млрд рублей, т.е. проект зарасчетный период не окупается.
С учетом того, что проект яв-ляется пилотным, для освоениязалежей тяжелых нефтей Россиина период разработки новых тех-нологий, обустройства месторож-дений необходимы дополнитель-ные меры государственной под-держки. Наиболее реальной и су-щественной мерой мы видим вве-дение нулевой ставки экспортнойпошлины на сверхвязкую нефть.
При цене реализации $70 забаррель и нулевой ставке экс-портной пошлины чистый дискон-тированный доход инвестора зарасчетный период ожидаетсяравным 3,9 млрд рублей, доходгосударства составит 12,2 млрдрублей. Срок окупаемости про-екта 17 лет.
В 1995–2000 годах РТ в рамкахсвоих полномочий применяла ши-рокое налоговое стимулированиевнедрения третичных МУН: бла-годаря налоговому стимулирова-нию было дополнительно добыто4,004 млн тонн нефти.
С 2001 года этих полномочийи льгот регионы были лишены, ив настоящее время применениеМУН не стимулируется. Вслед-ствие этого технологии приме-няются на небольших площадях,по отдельным участкам.
В республике существуетутвержденная классификацияМУН и технологий стимуляциидобычи нефти, которая отражаетцель воздействия на пласт: по -токоотклонение, выравниваниепрофиля приемистости, стимуля-ция, водоограничение, бурениегоризонтальных скважин, зарез-ки боковых стволов.
Специалистами часто приво-дятся графики динамики КИН вСША и России, и все понимают,что ситуацию с КИН в Россииможно изменить лишь диффе-
ренцированным налогообложе-нием объектов разработки. Из-вестны примеры США, где оправ-дана эксплуатация скважин снизкими дебитами (52 литра всутки в штате Кентукки). Следую-щим шагом должно быть стиму-лирование МУН.
В части приоритетных про-ектов МУН для стимулированиясо стороны государства — вплотьдо обнуления НДПИ — мы пред-лагаем включить:• закачку газа, в т.ч. в техноло-
В настоящее время на добытую нефтьместорождений СВНраспространяетсянулевая ставка НДПИ, но данная льготаположение не спасает.При ценах на нефть $50 и $70 за баррельчистый доход инвесторапри ДНС отрицателен
«Нефтегазовая Вертикаль», #5/2011
• системное применение техноло-гий воздействия на низкопрони-цаемые карбонатные и терри-генные глинистые коллекторы;
• системное применение пото-коотклоняющих технологий итехнологий ограничения водына участках или залежах с ВНЗили высокой обводненностью ивыработанностью (более 90%);
• формулу расчета льготы привыработке запасов нефти по-вышенной вязкости 1-200мПа·с.
52
Показатели Ед. изм. 2006 2007 2008 2009 2010На
1.01.11 г.
Добыча сверхвязкой нефти тыс. тонн 1 6 12,6 18,4 25,0 63,0
Закачка пара тыс. тонн 11,9 28,6 51,0 65,7 63,9 221,2
Добыча жидкости тыс. тонн 14,7 43,1 103,9 131,4 145,7 438,8
Текущая обводненность % 90 84,8 87 86 85
Среднесуточная добыча нефти т./сут. 6,4 34 39 51,5 76 103
