Материал: 2357

Рис. 4.3. Динамика средних приростов запасов новых нефтяных месторождений России и Западной Сибири

Внастоящее время прирост запасов обеспечивается за счет открытия

восновном мелких по величине запасов месторождений и характеризуется ухудшением природно-географических условий размещения новых месторождений и удаленностью их от основных центров потребления, а также доразведкой уже открытых нефтяных залежей (рис. 4.3). Доля низкорентабельных и трудноизвлекаемых запасов за последние годы возросла с 36 % до 55 % разведанных запасов страны. Выработанность запасов основных нефтегазоносных провинций на Северном Кавказе составляет 70– 80 %, в регионах Урало-Поволжья 50–70 %, в Западной Сибири – свыше 45 % [57]. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежей необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и ма- териально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.

Разведанные запасы месторождения нефти в России распределяются неравномерно, так на Урал и Поволжье приходится до 15,2 %, Западную Сибирь – 72,2 %, Тиманово-Печерскую провинцию – 7,2 %. Данные о состоянии запасов в России на 2004 год представлены на рис. 4.4 [58]. В условиях сложившегося положения с балансом запасов нефти России и перспектив его развития за счет геолого-разведочных работ особое значение

195

приобретает возможность дополнительного прироста запасов нефти за счет применения более эффективных технологий нефтеизвлечения и увеличения нефтеотдачи пластов разрабатываемых месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами. При ухудшении горнотехнических условий отработки месторождений средние дебиты упали с 26 тонн в сутки в 1980-х годах примерно до 10 тонн в сутки в настоящее время (рис. 4.5).

196

В настоящее время более 70 % запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55 %, то сегодня такую долю (55 %) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70 % [43]. Падение дебитов наряду со снижением доли прироста экономичных запасов и общей эффективности геолого-разведочных работ обусловливает необходимость для компаний, действующих в старых нефтедобывающих районах, наращивания объемов капитальных ремонтов скважин для поддержания стабильного уровня добычи.

Кроме того, использование форсированных методов добычи нефти сопровождалось явным пренебрежением к проблемам охраны окружающей среды. Возникло резкое ухудшение экологической обстановки в основных нефтегазодобывающих районах, что было связано с отсутствием должной программы инженерного и природоохранного обеспечения. Результатом этого явились крупные разливы нефти при прорывах магистральных трубопроводов, а также менее масштабные, но достаточно массовые разливы в системах промысловых трубопроводов и аварии на нефтепромысловых объектах из-за преждевременной коррозии, вызванной высокоминерализированными водами и большим износом основных фондов. На рис. 4.6 и 4.7 приведены возрастная структура скважин и их обводненности на месторождениях Западной Сибири по состоянию на 2004 год.

31%

Рис. 4.6. Возрастная структура скважин месторождений Западной Сибири

197

Безводные

до 2%

22% от2% до 20%

от 20% до 50%

от 50% до 90 %

от 90% и выше

53%

Рис. 4.7. Структура скважин месторождений Западной Сибири по обводненности

Как видно из представленных рисунков, основная доля скважин приходится на возраст 10 15 лет (46 %), на возраст 5 10 лет – 31 % скважин. При этом 53 % скважин имеют обводненность от 50 до 90 %, и только 2 % скважин являются безводными, у 12 % скважин обводненность свыше 90 % при среднем дебите 12,3 т/сут по нефти.

Месторождения Урало-Поволжья имеют совершенно другие показатели они находятся на четвертой – завершающей стадии разработки. На этой стадии наблюдается высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Единственным путем решения данной проблемы представляется всемерное расширение масштабов внедрения методов повышения продуктивности скважин. Неотъемлемая составная часть решаемой проблемы – усиление внимания к вопросам контроля за экономической эффективностью применяемых в нефтяных компаниях технологий повышения продуктивности скважин и регулирования взаимодействия технологических и экономических служб, что невозможно осуществить без совершенствования методологии оценки экономической эффективности.

Высокие темпы наращивания добычи в стране не сопровождались соответствующим техническим переоснащением и технологическим обновлением нефтяного производства. В результате нефтяная промышленность значительно отстала в применении современных достижений науч- но-технического прогресса. Этим объясняется и неудовлетворительное состояние основных фондов НГДП, которые значительно изношены и устарели как физически, так и технологически.

Сегодняшнее относительно более успешное функционирование нефтегазового комплекса по сравнению с другими отраслями создает иллюзию его долгосрочного и устойчивого благополучия и делает комплекс постоянным и основным донором бюджета. Однако влияние предпринятых ранее мероприятий может закончиться очень скоро (подходит к концу пери-

198

од получения эффекта от осуществленных ранее инвестиций), и существует опасность обвального выбытия старых фондов и закрытия большого числа скважин в связи с их ухудшающейся рентабельностью, в том числе под воздействием изменяющихся экономических условий. Нефтегазовый комплекс является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны, его состояние самым непосредственным образом сказывается на социально-экономическом положении России, необходимо заблаговременно формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений.

Важнейшая составная часть планирования повышения эффективности НГДП и улучшения использования нефтяных ресурсов являются количественная оценка влияния различных факторов на уровень добычи нефти, определение путей и выявление резервов роста эффективности НГДП, обеспечение необходимых предпосылок для экономической оценки планируемых технико-экономических мероприятий обоснование целесообразности и масштабов их применения. При этом успешное развитие любого НГДП связано с решением ряда важных проблем, направленных на повышение эффективности производственной деятельности:

прирост и улучшение состояния сырьевой базы;

сокращение издержек во всех звеньях производственного процесса. Выявление влияющих факторов позволяет своевременно спланиро-

вать комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности НГДП и провести их оптимизацию. К основным факторам, определяющим изменение добычи нефти и состояния сырьевой базы, относятся:

расширение применения и совершенствование методов воздействия на пласт;

совершенствование способов добычи нефти;

расширение применения и совершенствование методов воздействия на призабойную зону скважин;

ввод новых скважин в эксплуатацию.

Серьезное влияние на формирование плановой добычи нефти в нефтегазодобывающем предприятии оказывает изменение работы фонда скважин или, точнее, количество скважино-месяцев, числившихся вследствие ввода новых скважин в планируемом году и круглогодичного использования новых скважин предпланового года.

Анализ внешних и внутренних условий, влияющих на функционирование НГДП, показывает, что существует ряд факторов, способствующих повышению издержек производства. К их числу, в первую очередь, следует отнести ухудшение качества ресурсной базы (увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, истощенность месторождений), растущие требования к экологической безопасности, а также действующую систему учета издержек. В последние годы наблюдается быстрый рост издержек по

199