главная / банк технологий / методы увеличения нефтеотдачи ...

Повышение нефтеотдачи - несбывающиеся надежды. Территория действий


 Поддубный Ю.А. (Клуб исследователей скважин при Институте нефтегазового бизнеса)
 
Текущий момент нефтедобычи в России можно охарактеризовать двумя фактами. Первый, это фанфары по поводу выхода России на первое место в мире по уровню добычи, что преподносится как достижение нового экономического уклада. Второй факт – из-за плохого наследия прошлого, коэффициент извлечения нефти (КИН) в России неуклонно снижается, в то время как на примерном Западе он непрерывно растет. Следствие – надо привлекать западный опыт и западные технологии и западных специалистов, естественно. за повышенную в сравнении с западным уровнем расценками и зарплатой (иначе, кто же к нам приедет). Во многих средствах массовой информации живо обсуждается «плохая» работа российских нефтяников, «которые, в отличие от западных коллег, неумело и по старинке разрабатывают месторождения и оставляют более 50-60% нефти в недрах под землей». Этот очередной миф пустил глубокие корни и уже озвучивается официальными представителями государства. Например, представители Минприроды утверждают, что сейчас российские компании извлекают лишь 30—35% разведанных запасов, остальные 65—70% безвозвратно теряются. В мире же, аналогичный показатель составляет 50% и выше. Чтобы статистика была более доказательной, Минприроды приводит даже динамику роста КИН в США с 1990 по 2000 год — с 0,35 до 0,41. В России за тот же временной промежуток КИН снизился с 0,39 до 0,31. В «Энергетической стратегии России до 2030 г.» даже предусмотрели увеличение коэффициента нефтеотдачи «с 0,30 в 2008 г. до 0,35–0,37 в 2030 г.» Однако, откуда появилась цифра по КИН 0,3 в 2008г вообще непонятно, ибо цифра эта изначально ложная, а почему 0,35-0,37 хорошо, достаточно и как это получить неясно.
Поэтому попробуем оглянуться, осмыслить и проанализировать эти факты и ряд других, связанных с КИН.
Прежде всего, нас не должно убаюкивать первое место в мире по уровням суточной добычи нефти, на которое Россия переместилась со второго места в 2010г, обогнав Саудовскую Аравию, и которое в свою очередь прежде долгие годы занимал СССР, обогнав США в 1974г.  Чтобы понять будущее, нужно осознать прошлое бывших лидеров нефтедобычи и обоснованно выбрать исторические аналогии. Для этого следует изучить не просто уровни добычи нефти вчера и сегодня по разным странам, но и проанализировать геолого-физические условия нефтедобычи, обобщающим показателем которых в значительной мере может быть удельный средний дебит скважин по нефти. Если посмотреть такие показатели по разным странам, то легко увидеть, что нефтяная промышленность таких крупных по нефтедобыче стран как Саудовская Аравия, Норвегия, Великобритания, Иран, Кувейт, ОАЭ, Ирак, Нигерия и Ливия имеют среднюю производительность скважин по нефти от 800 до 100 т/сут. В то время как Россия, Канада и Китай имеют средний дебит действующих скважин лишь от 7 до 12 т/сут. Отдельно следует выделить бывшего мировым лидером многие десятилетия в прошлом США, где сегодня средний дебит скважин составляет 1,6 тонн нефти в сутки. И главное, о чем говорят все эти цифры и факты в сопоставлении – какими материальными и людскими затратами даются высокие уровни добычи нефти. Если в первой группе стран фонд действующих нефтедобывающих скважин не превышает 1,5-2 тысяч, то нашей стране необходимо содержать 160 тыс. нефтяных скважин, из которых действующих более 130 тысяч. В Китае работает около 80 тыс. скважин, в Канаде свыше 40 тысяч, а в США совсем астрономическая величина – 525 тысяч. Отсюда понятно насколько больше энергетические, финансовые и трудовые затраты на добычу нефти в России и США, насколько хуже качество запасов с позиций их производительности и насколько труднее добывать нефть. И эти трудности для России были и будут всегда. Именно эти цифры позволяют сформулировать важный вывод для оценки будущего Российской нефти, что в первую очередь необходимо всемерно учесть и учитывать прошлое и настоящее таких стран как США, Канада и Китай. Именно их государственная политика (эффективные решения) должна быть для нас примером для подражания и, наоборот, примером неприятия ошибочные решения.
Что касается КИН, то действительно, специалисты нефтяной отрасли России уже не один год привлекают внимание Правительства к проблеме ухудшения качества запасов нефти в стране, объективным и субъективным причинам снижения проектного и, главное, фактического КИН в целом по стране, к вопросам стимулирования работ по повышению нефтеотдачи. Однако, никогда значение КИН по России не снижалось до значений ниже 0,36 / 1 /. То есть, директивный показатель Энергетической стратегии уже выполнен и МПР может рапортовать о его выполнении. Такие факты говорят о низком качестве готовящихся государственных документов и, в целом, о размытости приоритетов и нечетком стратегическом планировании будущего нефтяной отрасли со стороны государства.
Итак, чем же характеризуется сегодняшняя территория  нефтяной отрасли России.
Это вполне известные факторы, главным образом негативные.
Россия вступила в стадию необходимости поддержания существующего уровня добычи при существенном ухудшении структуры запасов. Структура остаточных запасов нефти в России характеризуется тем, что постоянно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, составляющая для многих нефтедобывающих регионов уже до 70-75%. Происходит неуклонное и в целом закономерное снижение средних дебитов нефти по действующим скважинам, непрерывно увеличивается доля малодебитных скважин (1-3 т/сут нефти и менее). Уже обостренно стоит вопрос о прекращении разработки из-за нерентабельности нефтедобычи целого ряда месторождений Краснодарского края, Сахалина, Урало-Поволжья и других регионов. На нефтяных месторождениях практически не используются третичные методы воздействия на пласт или методы увеличения нефтеотдачи согласно принятой в мире классификации. Российские компании, за исключением наверное, только Татнефти и Сургутнефтегаза, за годы своей новейшей истории растеряли не только опыт испытаний и применения технологий МУН, но и напрямую выдают за них обычные методы увеличения продуктивности скважин и корректировки текущей системы разработки для достижения ранее принятого КИН.  Известный журнал "Oil and Gas Journal" каждые 2 года публикует статистику новых проектов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по странам мира и конкретным месторождениям. Россия – единственная нефтяная страна, которая там в последние годы не упоминается, наша территория в этом плане сплошное белое пятно.
 При этом вновь подготавливаемые в стране запасы сосредоточены в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части изначально трудно извлекаемыми. Достаточно привести такие цифры, если 25-30 лет назад по вновь открываемым месторождениям запасы составляли в среднем 17-34 млн.т, то в последние десять лет их величина равна 0,7-3 млн. тонн. Для таких запасов экономика нефтедобычи (долл/баррель и руб/т) возрастает кратно, что подтверждается многочисленными расчетными и фактическими данными, и в России и за рубежом. При этом во многих случаях система ППД нерентабельна, что априори приведет к снижению достигаемого КИН.
Надежды улучшения ситуации в России за счет шельфовых месторождений для нефтедобычи малооправданны из-за чрезмерно высоких финансовых издержек, для газодобычи эти надежды более обоснованны и оптимистичны. С экономических позиций Российские шельфы преимущественно газовые, а не нефтяные.
Официально принятые извлекаемые запасы и КИН, соответственно, в России явно не в полной мере учитывают экономический фактор, в результате чего достижение КИН изначально носит проблематичный характер, не говоря уж о его увеличении. Не вдаваясь здесь в детали различий российской оценки рентабельно извлекаемых запасов и принятых в мировой практике, достаточно привести пример сопоставления по ряду месторождений на рис.1 , который наглядно показывает экономические ограничения по достижению принимаемых и уже принятых в России на сегодня значений КИН. По классификации SPE, дающей оценку всех достоверно доказанных и рентабельно извлекаемых запасов месторождения в текущих ценах, рентабельно извлекаемые запасы нефти в России, и КИН, соответственно, на 20-25 % может быть ниже. Еще ниже такая оценка по классификации SEC, которая учитывает только уже разбуренные скважинами площади месторождения (разница может достигать 40%), а неразбуренные запасы в большей части считает невозможными (недостоверными) для оценки так как неизвестны будущие издержки и будущие нефтяные цены. Во многом по этой причине в США данные по доказанным запасам (и формальный их пересчет на КИН) по мере разбуривания месторождения создают иллюзию увеличения КИН и объясняют факт, что в США с 1945 года и по сей день кратность запасов к добыче не превышала 14-10-9 лет, хотя и с тенденцией неуклонного снижения.
 
 
Многие крупные российские компании имеют сверхобеспеченность запасами (более 20 лет), которая позволяет им довольно беспечно относиться к ресурсной базе, проводя выборочное разбуривание только высокопродуктивных зон на месторождениях. Их владельцы и менеджеры по вполне понятным причинам заботились, заботятся и всегда будут заботиться преимущественно о краткосрочных целях: увеличении капитализации, снижении себестоимости добычи, максимальным нормам возврата капитала, дивидендах. И все это, естественно, на основе экстенсивного роста, прежде всего приобретения, освоения и отработке активных запасов, адресного бурения высокодебитных скважин.
Но полагать, что наши бизнесмены плохие и беспечные, а за рубежом — порядочные и рачительные, было бы наивно. Главная причина попустительство государства в неисполнении законов и его неактивность в стимулировании мероприятий по добыче «трудной» нефти. В стране не выполняются в полной мере требования лицензионных соглашений и проектные решения по разработке нефтяных месторождений, отсутствует действенная система мониторинга за выполнением решений проектных документов. Можно отметить сложное будущее нефтяной отрасли, необходимость радикального пересмотра действующего налогообложения, прежде всего в направлении снижения налогового бремени при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти.
При этом должно быть четкое понимание, что частному бизнесу нет равных в методах извлечения прибыли здесь и сейчас, но также он не способен, от рождения, априори, думать об отрицательных последствиях сиюминутного извлечения прибыли, включая и будущий КИН. Этот показатель никак не является, да и не может быть приоритетом у частного бизнеса. Рациональная выработка запасов это исключительно забота государства, которое и должно регулировать, разумно ограничивать аппетиты частного капитала. Все разговоры о социальной ответственности бизнеса, на наш взгляд,  это чистой воды пиар и демагогия. Социально ответственными могут быть только живые и конкретные люди, которых к сожалению не так уж много и у нас и в мире.
В России, на протяжении многих лет, с самого начала развития нашей телефонно-распределительной либеризации экономики и продолжающегося «негнобления» бизнеса, государство во многом фактически устранилось от функций контроля выполнения законодательных и нормативных актов в нефтедобывающей отрасли. а новые хозяева и их «подголоски» активно занялись мифотворчеством на тему как плохо добывали нефть в СССР и как здорово они это делают сегодня. Многие мифы живут и сегодня, а попустительство государства в разубоживании запасов нефти продолжается. За примерами, которые свидетельствуют о выборочной отработке запасов-«сливок» по месторождениям ходить далеко не надо. Вот уже более 16 лет фонд бездействующих скважин по отрасли составляет более 16%, достигая в начале этого периода 25%, а по отдельным компаниям 37%, т.е. каждой третьей скважины. И это нередко преподносилось как новация, не только не приводящая к отрицательным последствиям в выработке запасов, но даже способствующая увеличению КИН (достаточно вспомнить высказывания в интервью прежних руководителей ЮКОС, где простаивало 33% фонда и Сибнефть – более 45%). Прямое очковтирательство с КИН по этому вопросу прекратилось, но бездействующий фонд по отрасли в целом и сегодня в 1,6 раза превышает допустимый норматив в 10%, четко оговоренный в Правилах охраны недр. При этом, нарушают этот показатель все нефтяные компании, кроме Сургутнефтегаза. А между тем, этот бездействующий фонд скважин в количестве более 25 тыс. скважин превышает совокупный фонд нефтяных скважин Саудовской Аравии, Ирака, Ирана, Кувейта, Норвегии, Великобритании (вместе взятых!). Справедливости ради надо отметить, что государство робко делало выборочные попытки изменить ситуацию, когда в 2006, после проверок Счетной палаты, ТНК-ВР, как один из «лидеров» (где неработающий фонд годами составлял 37 - 29%), даже составляла программу по приведению бездействующего фонда к нормативу и хорошо ее «пиарила». Но прошли годы, а воз и ныне там – и сегодня ТНК-ВР имеет бездействующий фонд 29 %; и никаких последствий, что поделаешь – мировой кризис ведь был. Стремление компаний не выполнять норматив по разрешенному пределу бездействующих скважин объясняется просто – такой путь без затрат позволяет одномоментно снизить себестоимость добычи нефти и получить по сути сразу увеличенную и незаработанную долю прибыли. А ведь в Правилах охраны недр (ПБ-07-601-03) четко указано, что «не допускается остановка и вывод в бездействие скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией». А это величина на сегодня устанавливается не ниже 98%, причем вывод конкретных скважин должен обосновываться в проектном документе, как выполнивших свое предназначение.
В случае, когда так называемые, нерентабельные скважины оказываются остановленными и заброшенными, то они в большинстве случаев теряются навсегда, как и значительная часть нефти в зоне дренирования этими скважинами. Теоретически конечно можно рассуждать об отборе этих запасов соседними работающими скважинами, но практически в лучшем случае, только о части отбора таких запасов. Когда останавливаются скважины, на месторождении образуются локальные, пустые от воздействия вытеснением зоны и с учетом зональной и толщиной неоднородности пластов определенные объемы пласта отключаются из разработки. Наглядно этот факт демонстрируют хорошо известные теоретические и корреляционные зависимости КИН как функция плотности сетки скважин (ПСС), одна из которых приведена на рис.2.
 
 
 Наглядно видно, что для рассматриваемого случая разряжение сетки скважин свыше 25 га/скв приводит к существенному снижению КИН. Поэтому можно без глубоких обоснований утверждать, что если сегодня ПСС по месторождениям Западной Сибири из-за бездействующего фонда составляет 49 га/скв., вместо запроектированной изначально 25 га/скв., то это неизбежно приведет к недостижению запроектированных КИН. Детальная оценка возможных потерь извлекаемых запасов нефти по ряду месторождений Западной Сибири (Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е. и др.) показала снижение величины начальных извлекаемых запасов на 5-17% с соответствующим уменьшением и КИН.
По вопросу снижения величины проектного КИН в России следует сказать, что он снижался всегда, всю историю нефтяной промышленности и это общеизвестно для специалистов. Его величина начала снижаться с самого начала развития советской нефтяной промышленности, Если, например по Урало-Поволжью в 1941-1950гг значение проектного КИН по вводимым месторождениям принималось на уровне 0,49, то уже в 1966-1970 около 0,4, а в период 1981-1990гг. он стал меньше 0,4. В целом, похожая динамика отмечается по Западной Сибири и республике Коми (Сутормин С.Е. с соавт., Сургучев М.Л с соавт.). И этому есть объективные причины – открытие и ввод в разработку (а значит и проектирование КИН) в каждом регионе прежде всего наиболее крупных месторождений с хорошими геолого-физическими параметрами и в последующем открытие и ввод в эксплуатацию все более худших и сложных месторождений. Это все объективные, определенные природой факторы, и если коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом составляет для «плохих» коллекторов на уровне 0,4, то никакие технологические и технические решения не смогут обеспечить выработку этих самих 60% геологических запасов нефти, она останется под землей. Да, в качестве рабочего агента сегодня в 99,9% случаев мы используем обычную воду и ее замена на более эффективные для определенных условий агенты (газы, растворы ПАВ-полимеров, углеводородных растворителей, горячей воды и пара и др.) способны заметно повысить нефтеотдачу (от 5 до35%). При этом, условия эффективного применения большинства известных и физически эффективных методов достаточно хорошо изучены нефтяной наукой и формализованы. Однако для многих геолого-физических условий такие методы не подходят по критериям применимости и еще в этих вопросах, естественно, последнее слово остается за экономикой, за рентабельностью таких проектов. Именно экономика опускает шлагбаум на дороге практического движения методов нефтеотдачи пластов (МУН).
Долгие годы, да и сегодня во многом, перспективы широкого применения МУН связываются с повышением цен на нефть, которые вроде бы должны зажечь зеленый свет для их массового применения. А технологический потенциал их применения безусловно велик.
Поучительно в этом плане для России изучить судьбу национальных программ США по повышению нефтеотдачи пластов и прогнозов Национального нефтяного совета США по развитию МУН (NPC-1976г. и NPC-1984г.) и других специальных исследований американских специалистов, регулярно и часто излишне оптимистично оценивающих будущее МУН на многих мировых нефтяных конгрессах. Для основы сопоставления необходимо взять динамику цен на нефть в мире за последние 50 лет. Эта история показывает два ярких периода повышения цен на нефть: 1978-1985гг, когда цены возросли до 30-40 долл/брл, (7 лет) и 2000-2008гг.(8 лет). Длительность этих периодов была достаточно долгой, чтобы можно было осуществить ряд проектов по применению МУН, чтобы заметно повлиять на уровни добычи и на прирост извлекаемых запасов. Первый период высоких цен дополнительно характеризуется тем, что США в 1981г. отказалось от регулируемых внутренних цен на нефть и в целом они выросли до международного уровня. Важно отметить, что до 1981 г. контролируемые государством цены дифференцировались почти в 3 раза в пользу малодебитных скважин, а для МУН с 1979г цены увеличивались от базовой из условия возмещения 75% фактических затрат на внедрение МУН. 
Можно привести такие прогнозные показатели, сделанные в 1976 и 1984 гг. при условии выравненных цен на нефть, беря за базу 15 долл/баррель 1976г. Добыча нефти за счет МУН должны была составить в 1985г 45 млн.т (прогноз 1976г.), в 1990г 75-50 млн.т (прогноз 1976 и 1984г, соответственно), в 2000г. 80-62 млн. т, а в 2010г. не менее 50 млн.т, имея тенденцию дальнейшего снижения (если не будут разработаны усовершенствованные технологии). Если же цена на нефть составит 50 долл/баррель, то уровень годовой добычи за счет МУН оценивался в 90 млн.т/год для уже освоенных технологий, а если произойдет усовершенствование и расширение диапазона применимости известных МУН, уровень прогнозной годовой добычи возрастал до 140 млн.тон. Подчеркнем, что все эти цифры относятся исключительно к месторождениям США.
Специалистами США в 1978г указывалось, что даже при цене 100 долл/т окажется возможным за счет МУН прирастить извлекаемые запасы нефти на 4 млрд. т, т.е.увеличить остаточные запасы практически в 2 раза. Максимально возможным приростом за счет уже освоенных в те годы МУН была оценка в 7 млрд. т. В пересчете на величину КИН, как отмечал В.Н.Щелкачев, это дает оценку возможно достигаемого КИН в 0,4, а технически (без учета экономического ограничения) КИН равный 0,45. В 1984г оценка была уже скромнее – добыча за счет освоенных МУН может составить в США до 2 млрд.тонн. При этом утверждался другой, неоправдавшийся вывод-прогноз – вовлечение в разработку этих запасов может остановить падение добычи нефти в США и сохранить ее в ближайшие десятилетия.
Достоверные данные о приросте извлекаемых запасов США существуют за период 1976-1985гг, который оценивается в 3,71 млрд.т, из них только 5,1 % за счет открытия новых месторождений, 26,2% за счет дооконтуривания и выявления пропущенных пропластков на действующих месторождениях и 68,95% (2,55 млрд. т) за счет улучшения действующих систем разработки на месторождения: развитие заводнения, дополнительного уплотняющего бурения скважин и внедрения МУН /2/. Однако если выделить вклад МУН, то он окажется в разы меньше, чем прогнозировалось. За эти годы МУН дали только 195 млн. т или менее 5,3% от всего прироста извлекаемых запасов. Иначе говоря,  не смотря на принятую программу по МУН 1974г.,  увеличение цен на нефть и финансовую поддержку государства (правда, не в полной мере от обещанной), вклад МУН в поддержание уровней добычи и увеличение извлекаемых запасов оказался в разы меньше прогнозной и не смог изменить общих негативных тенденций в нефтедобыче США.
Причины этого в том, что первоначально принимаемые проектные КИНы (которые были основаны на упрощенных геологических и гидродинамических моделях) на практике часто оказываются недостижимыми без дополнительных мероприятий, прежде всего дополнительного бурения и различного рода корректирующих ГТМ (ГРП, ОПЗ, изоляционные работы, выравнивание профилей приемистости и др.) Что касается непосредственно МУН, то в реальности главным сдерживающим фактором следует назвать высокие экономические риски, долговременный период возврата капитала и нестабильная динамика нефтяных цен во времени. Есть более эффективные направления вложения капитала – то же бурение новых скважин, ГРР, ГРП, уход в другие страны и смежные отрасли (например, нефтепереработка, сбыт, нефтехимия, газ и др.). Это и происходит на практике. Подтверждением этому являются данные о финансировании НИОКР и новых технологий в секторе МУН и нефтедобычи. Если в период 1976-1995гг наблюдался существенный рост затрат на новые технологии добычи нефти связанные с вытеснением нефти, то сегодня объем финансирования снизился в несколько раз и интерес носит локальный характер. Причем можно отметить более резкое снижение финансирования у добывающих компаний, которые раньше и уделяли основное внимание МУН, сервисные же компании всегда больше развивали менее масштабные технологии. Этот факт и анализ зарубежных публикаций по МУН прямо указывают, что радикального усовершенствования и расширения диапазона применимости ранее разработанных МУН в мировой практике не произошло и в ближайшие 10 лет, вряд ли произойдет.
По этим причинам, а также сведенной к минимуму активности государства в вопросах содействия в применении МУН и второй, современный период повышенных цен не стал периодом победного шествия МУН в США. Даже наоборот, как показывает динамика добычи нефти от МУН в США, рис.3   наблюдается тенденция стабилизации, или даже снижения объемов добычи нефти от МУН.
Характерно, что физико-химические технологии так и не вышли из фазы пилотных испытаний, а тепловые методы, не смотря на большой потенциал их применения исходя из имеющихся запасов, имеют явную отрицательную динамику. Что касается газовых методов, которые характеризуются некоторым ростом объемов добычи, то это связано прежде всего с развитием уже рентабельно действующих проектов и со спецификой недр США (в отличии от других стран в США имеются месторождения углекислого газа – достаточно дешевого источника газа для закачки в нефтяные пласты).
 
 
Таким образом, вся история внедрения МУН в США свидетельствует о двух важных моментах. Первое - это вывод о необходимости активной позиции государства в экономическом стимулировании исследований и применения МУН на месторождениях и второе – экономические факторы имеют намного большее ограничивающее влияние на применение МУН, чем следует из обычных методик бизнес-планирования, не учитывающим альтернативные направления вложения капитала. Поэтому трудно или даже невозможно ожидать в перспективе, что применение МУН способно радикально изменить общие закономерно негативные тенденции в выработке запасов нефти в масштабе страны. Вместе с тем, это не значит, что они не нужны и неперспективны, они способны наряду с другими решениями ощутимо замедлить эти самые негативные тенденции и дать совокупный, мультипликативный экономический эффект.
            Доказательством этого могут служить такие данные по США. Хотя радикальных изменений ни с запасами, ни с уровнями добычи, ни с КИН не произошло, и продолжающееся бурение новых скважин, и освоение горизонтального и бурения, и эксплуатация малодебитных скважин, и МУН, и освоение сланцевой нефти свой положительный вклад в выработку запасов нефти сделали. Об этом свидетельствует такой факт. Известны обобщающие оценки   нефтедобычи по США с прогнозом кривых роста-падения, наиболее известной из которых стала кривая-«колокол» геофизика Хаббарта, предсказавшего,  впрочем как и другие, достижение пика добычи нефти США в 1970г.
Надо конечно отметить, что по абсолютным значениям как пика, так и динамики добычи «предсказание» явно не сбылось, почему эта оценка прогнозной кривой падения все время уточнялась. Так вот, если проводить оценку факт-прогноз с очередным уточненным прогнозом 1980г, то оптимистичный вариант кривой до 1995 вполне соответствует факту. Но далее, добыча нефти (совокупная по 48 нижним штатам) была значительно выше, чем кривая Хаббарта считала возможным. "US oil production has been higher than Hubbert thought possile." В 2000 году фактическое производство нефти в США по 48 штатам оказалась в 1,7 раза выше, чем в прогнозе от 1980г. Это, на наш взгляд, является подтверждением, что попытки изменить исторический ход событий явно дали и дают и сегодня положительный результат. В то же время, можно констатировать, что излишне оптимистичные надежды на МУН не сбылись, прежде всего, по экономическим причинам,
Более конкретно эти причины можно сформулировать так:
1. Когда составляются прогнозы развития МУН, то обычно задаются задачей определения цены, при которой затраты на МУН с учетом оптимистичной (небольшой) инфляции (и роста услуг в регионе) окупятся с нормой прибыли в 10%.  При этом, не учитывают соблазны для капитала уйти в новые более доходные регионы и сегменты нефтяного бизнеса (шельфы Африки или нефтехимия), не говоря уж о смене бизнеса в целом (например, в информационные технологии). А исторически так и происходит. В 48 «нижних» штатах США на суше практически не осталось крупных игроков, они ушли в зарубежные и морские проекты. Иначе говоря простое задание цены на нефть, без учета изменений в окружении бизнеса неправомочно. Также сомнительно, что норма прибыли в 10% может быть привлекательной для реального бизнеса при высоких рисках потери капитала.
2. Как следствие, в старых регионах идет непрерывное упрощение и старение производства (с позиций технической и технологической оснащенности), ухудшение возможности бурения и сервиса (деградация сервиса и рост на их услуги из-за снижения предложений, в последние годы расценки на буровые услуги выросли непропорционально общей инфляции - в 3 и более раз). В результате в старых регионах отсутствует высокотехнологичный сервис по технологиям, связанным с химизацией производственных процессов. А МУН это прежде всего «химия» и операции по ее растворению, смешению и закачке. Кстати аналогичный процесс происходит сегодня и в России, отечественные сервисные компании упрощают номенклатуру работ, прежде всего отказываясь от химии, а расценки западных компаний, из-за транспортных расходов и немассовости заказов столь высоки, что не вызывают интереса. Кроме того, как и все новые процессы и проекты МУН трудно точно рассчитать по затратам. Например, космическая программа «ШАТТЛ» реально оказалась в 2 раза дороже первоначально утвержденной, то же и у нефтяников с МУН, а это дополнительные риски для инвестора и существенно ниже рентабельность. В качестве нефтяного примера можно привести такой известный факт. Большинство проектов МУН в 1981-1988 гг в США оказались с одной стороны технологически успешными, а с другой экономически убыточными, хотя первоначально оценивались как рентабельные.
3. Непривлекательность МУН с позиций серийности (массовости, поточности) производства (тиражировании). Нужно содержать все время квалифицированных специалистов, оснащенные лаборатории и для каждого месторождения выполнять «настройку» технологии и ее параметров. Это бремя непосильно для мелких производителей, а для крупных, как показывает современность, стали малоинтересными на этапе знания реалий показателей эффект-риски-прибыльность МУН. Поэтому нужна государственная поддержка в том или ином виде НИОКР по МУН и фундаментальных исследований вытеснения нефти.  Кроме того, чем раньше, а для эффекта от МУН       значит в лучших условиях, выполнены практические результаты, тем сложнее провести достоверную оценку технологического эффекта, тем сложнее доказать окупаемость затрат технологическим эффектом. Здесь сложность в расчетах по прогнозированию добычи нефти в варианте «без МУН». Все существующие сегодня для стандартных расчетов гидродинамические симуляторы, к сожалению, не описывают (или очень упрощенно) физические явления в пласте от МУН. Достаточно сказать, что реально замеряемые параметры вытеснения нефти водой (фазовые проницаемости) напрямую не используются, так как тогда невозможно для дальнейшей прогнозной оценки привести в соответствие расчетные показатели с историей разработки. А ведь это однозначно свидетельствует, что такие модели в принципе физически бессодержательны, не описывают реальностей в пласте и принципиально не могут использоваться для обоснования и оценки эффективности МУН). Поэтому до настоящего времени стоит вопрос по оценке технологической эффективности всех МУН, о методах и методиках переноса лабораторных исследований в гидродинамическое моделирование разработки.
4. Часто при росте нефтяных цен,  цены на сервис и оборудование растут не менее быстро и нередко опережают возможности МУН, что не увеличивает экономическую привлекательность МУН, они остаются высоко рискованными для вложения капитала, причем в основном не по причине технологического эффекта, а по причине непропорционального роста внешних, сервисных и материальных издержек на добычу нефти. Вот характерные цифры роста среднемировых издержек на добычу нефти (по данным фирмы «АТОН»), за период 1995-2007 гг. рост на 7,5% в год, 2001-2007гг. – 14,2%, 2005-2007гг. – 20,8% в год! Другой не менее интересный факт, за последние годы расценки на буровые работы в США выросли в три раза, спрос опережал предложение. Поэтому неверно расхожее мнение, что нефтяники, добывающие нефть имеют основную долю прибыли. Это совершенно не так. Прибыльность нефтяного бизнеса в добыче резко снижается по мере выработки запасов. Например, по имеющимся данным, возврат капитала в США по сегменту добычи на суше в 1981-1985 гг. составлял 15-8%, а затем безвозвратно упал до 4% и менее. То есть свободных денег на развитие МУН у недропользователя, действующего в старом районе, при обычном налогообложении практически нет.
5. Можно утверждать, что экономическая наука, также как не умеет прогнозировать экономические кризисы, также не умеет оценивать реальные затраты по крупным и долговременным проектам. Например, это отчетливо видно по данным оценок Мирового энергетического агентства (МЭА) величины необходимых затрат для удовлетворения потребностей человечества в добыче нефти, выполненных последовательно в 2004, 2006 и 2008гг., рис.4. Эти оценки обескураживают, всего за 4 года для примерно одинаковых объемов годовой добычи оценка затрат выросла в 4,3 раза.
 
 
 Наверное поэтому если потенциал увеличения добычи в мире за счет МУН и прогрессивных технологий добычи до 2004г оценивался чуть ли не в 1млрд. т/год к 2030г., то в оценках 2008г. (рис.5) вклад МУН оценивался в оптимистичном сценарии уже лишь в 315 млн. т (около 6% от всей мировой добычи, что в принципе, на наш взгляд, реалистично и не так уж мало).  Поэтому наивно ожидать, что имея такую достоверность и точность прогнозов, частный бизнес будет вкладываться в долговременные нефтяные проекты, включая и МУН, если не будет поддержки и подстраховки государства.
 
Справедливости ради надо все же сказать, что незавидное положение МУН ( в сравнении с прогнозами) занимают в экономике США во многом из-за непоследовательной  и ошибочной внутренней нефтяной политике правительства США относительно регулирования цен, тарифов и налогов (решения администраций Никсона, Картера). Вот как оценивали ситуацию в США на рубеже 21-го века ряд американских экспертов: «Насущно важная научно-исследовательская деятельность оказалась на задворках отрасли — в силу текущего состояния нефтегазового бизнеса и общей для всей промышленности ориентации на краткосрочную перспективу. Поэтому долговременные научно-технические программы сейчас остро нуждаются в государственной поддержке. Вклады правительства в инфраструктуру принесли роскошные дивиденды компьютерной, аэрокосмической и биотехнологической промышленности, но провал в нефтегазовой отрасли очевиден. В 1998 году Министерство энергетики потратило на нефтегазовые исследования жалкие 118 миллионов — 0,6% своего 18-миллиардного бюджета. Крайне политизированные приоритеты в течение многих лет и при разных (демократических и республиканских) администрациях превратили министерство, способное играть стратегическую роль, в дорогостоящую «мусорную свалку».                             Представляется схожую оценку можно сделать и по ситуации в России, особенно если учесть предложение Минприроды о возможном налоговом стимулировании проектов с МУН, начиная только с 2018г.?!                                                                                                        Что касается отмечаемых в российских публикациях данных о непрерывном увеличении КИН в США с 20-25% (1940г), 28% (1960) и 33,3 (1978) и так до сегодняшнего дня (КИН 0,41), то его увеличение прежде всего связано в основном с разбуриванием месторождений и внедрением заводнения, как вторичного МУН. Что касается о КИН на уровне 0,41, то таких сведений неизвестно, кроме того, что по многим месторождениям, где стали применять заводнение, ожидается КИН 0,38-0,43. Но это, ни о чем не говорит, кроме того, что искусственное заводнение, применяемое лишь на части месторождений США, действительно повышает КИН. Вообще нужно отметить, что в США термин КИН употребляется крайне редко. Речь всегда идет о извлекаемых запасах нефти при текущих ценах на нефть (то есть экономическая оценка здесь и сейчас), а величина КИН, если не оговорена цена нефти справедливо считается возможной в широком диапазоне значений. Иначе говоря, реальный КИН это прежде всего экономика и, к сожалению, с малодостоверным прогнозом. Поэтому, в принципе, и в России возможен отказ от терминологии КИН как директивных правил разработки – переход на доказанные рентабельно извлекаемые запасы, с прямой аналогией международной классификации запасов. А величина КИН (или лучше и объективнее коэффициент охвата) будет и дальше использоваться как технологический показатель для выбора лучшего варианта разработки в проектных документах. Такую «крамольную» мысль уже 10 лет назад правомерно высказывал известный нефтяник Б.Т.Баишев.                                     Отдельно необходимо остановиться на общих значениях КИН в мире. Наиболее представительное обобщение выполнено норвежскими специалистами по более чем 9000 залежей, представленное на рис.6 / 3 /. Выводы по этому обобщению гласят, что средний КИН в современной мировой практике составляет около 0,29 и что задача ближайшего будущего для практики его увеличение до 0,38.  Как видим,  никаких 50% КИН.  Да, конечно,  есть практические примеры высоких КИН (и 0,7 и 0,8), в том числе и на рис.6 (на нем есть даже КИН 0,9-1 по пилотным проектам МУН). Но такие положительные примеры есть и в России, так что для специалистов это не удивительно. Так же неудивительно, что демонстрирует рис.6, множество примеров с КИН 0,1-0,15 и менее.
      В целом можно сделать достоверный и обоснованный вывод, что нет никаких оснований для бытующих утверждений о повышенных КИН в США до уровня 0,4, а в мире еще больше - до 0,5 и об отставании России от США, Канады, Норвегии, Великобритании и других стран в вопросах проектирования разработки и обоснования целевых проектных величин КИН.   Подтверждением этому служат как старые, так и новые профессиональные публикации по этому вопросу /2,3,4,5 /. Кроме того, можно изучить современные официальные данные Министерства энергетики США (NETL DOE), где прямо указывается о не извлечении 2/3 запасов нефти при существующем в отрасли положении дел.                                                                                                                                В научно-проектном плане с разработкой месторождений в России, как и в СССР, особых сложностей и отставаний от Запада нет, сложности существуют в практическом воплощении проектов разработки и развитии, применении, внедрении новых технологий нефтедобычи.                                                                                                                                 И здесь уместно вспомнить многочисленные исторические и ныне действующие факты государственного регулирования в зарубежных странах, как прямого нормативного, так и налогового. Наиболее яркими нормативными примерами регулирования в США являются факты установления внутренних предельных и дифференцированных цен на нефть действовавших до 1981 г., установления норм отбора (дебитов) нефти по каждой скважине, запрета бурения скважин на соседних участках ближе 400 метров от уже пробуренных, норма отнесения скважин к малодебитным, которая меняется периодически. Примерами налогового регулирования могут служить те или иные льготы по малодебитным скважинам, по методам увеличения нефтеотдачи, добыче тяжелой нефти, применению горизонтальных скважин и др. Следствием такой протекционистской политики явилось то,  что в 2004 году Канада, продемонстрировав промышленную освоенность технологий добычи битумов смогла поставить такие запасы на коммерческий баланс как технически и рентабельно извлекаемые запасы, переместившись в мировом табеле о рангах на 4-е место, обогнав Россию. На повестке сегодняшнего дня вопрос присвоения первого места в мире по доказанным запасам Венесуэле, которая уже ставит на баланс рентабельности запасы тяжелой и сверхтяжелей нефти. Для России, исходя из структуры запасов, на первом месте сегодня стоит проблема эффективной разработки низкопроницаемых коллекторов, задача стимулирования оптимальных систем размещения скважин, с целевым ПСС порядка 16-25 га/скв.                     В условиях российского нефтяного рынка и приоритета для нефтяных компаний стратегических проектов (приобретение новых активов, ввод новых месторождений, бурение новых скважин, модернизация нефтеперерабатывающих мощностей и др.) масштабные методы ПНП и ГТМ, разбуривание краевых и малопродуктивных зон на месторождении объективно остаются «второстепенными», менее важными для ВИНК и холдинга в целом. Последнее приводит к тому, что в первую очередь финансируется бурение новых скважин на новых объектах, затем ГТМ на активной части запасов нефти, а «трудноизвлекаемые» запасы оставляются «на потом». Но это «потом» наступает нечасто. В то же время исследования показывают: чем позднее будет осуществляться корректировка системы нефтедобычи, тем ниже будут промысловые результаты. При этом необратимо ухудшаются не только совокупные, за весь срок разработки, технико-экономические показатели, но и снижается величина экономически оправданной нефтеотдачи в сравнении с потенциально достигаемой при использовании улучшений.    На рис.7 приведены данные о возможном увеличении КИН в зависимости от момента начала реализации ГТМ. Момент начала реализации определялся степенью выработанности начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Эти данные свидетельствуют, что промедление в начале работ и перенос их «на потом» приводит к снижению потенциала эффективности на 50-80%, к недобору КИН 2-4% . Именно поэтому, на сегодняшний день, можно констатировать, что «золотое время» для масштабного применения полимерного заводнения на месторождениях России уже навсегда упущено. Но еще не упущено время для других мер, в частности для уплотняющего бурения, малодебитного и высокообводненного фонда скважин, для возрождения МУН в России.
      Для большинства МУН условия их эффективного применения определяются плотностью сетки скважин 16 га/скв и менее. Сегодня проектная сетка по месторождениям Западной Сибири составляет 25 га/скв, а с учетом реальной фактической ситуации на уровне 49 га/скв. Такая редкая сетка скважин априори делает нерентабельным использование современных МУН и первоочередной и актуальной задачей обеспечения выработки основных запасов нефти в России следует признать не поиск каких-то новейших МУН, а адресное уплотняющее бурение и восстановление проектных систем разработки. При этом наряду с восстановление проектных систем разработки следует сразу активно применять технологии повышения продуктивности скважин и, конечно, МУН, где позволяют условия пласта и экономики. Именно такой подход наиболее экономически выгодный, когда в комплексе применяется бурение и технологии интенсификации и увеличения нефтеотдачи. При этом 70-85% от всего эффекта будет приходиться на бурение новых скважин и только 15-30% на технологии МУН, выравнивание профилей приемистости и другие ГТМ локального действия. Споры о том, что относится к МУН или к инновационным технологиям, а что нет следует сегодня признать малопродуктивными и не нужными с позиций их оценки для экономического стимулирования. Все они, конечно, в той или иной мере, оказывают влияние на КИН. Хотя, автор уже высказывался по этому вопросу и сегодня стоит на тех же позициях /6/. Что касается малодебитных и высокообводненных скважин, эксплуатация которых стала условно нерентабельной, то в этом вопросе, несомненно, пример надо брать у США. Благодаря государственному льготированию инвестиций и налогов, на протяжении практически всей истории нефтедобычи ведется эксплуатация малодебитных скважин, к которым сегодня относят скважины с дебитами менее 10 баррелей/сут (1,37 т/сут) и обводненностью свыше 95% и число которых составляет около 400 тысяч (77% от всего фонда нефтяных скважин). Этот показатель, представляется нам феноменальным и заслуживает отдельного исторического исследования (в части экономических условий действования и опыта борьбы с периодическими поползновениями федеральной власти по отмене льготного налогообложения и преференций, последнее из которых было в 2010-2011г.). Мы же лишь отметим, что многочисленными исследованиями отмечается не только мультипликативный эффект от сохранения рабочих мест, но и кумулятивный экономический эффект в несколько млрд. долларов в целом. И хотя в абсолютном удельном выражении налоги снижены, в суммарном выражении бюджет получает больше, чем он получил бы без принятия налоговых льгот. И это не досужие разговоры, а данные регулярно проводимых экономических оценок.                                                                                            Историческая динамика количества малодебитных скважин и их вклад в общую добычу США выглядит так. Уже в 1952г их было 332 тыс. ед. или 70% от фонда нефтяных скважин, а в 21 веке 420-390 тыс. ед. (77%).                                                                                  Малодебитные скважины, которые в США имеют еще и такой интересный термин как «маргинальные скважины», дают и давали за всю историю из года в год нефти больше чем добыча за счет МУН, что демонстрирует рис.8 .  За последние 15 лет эти скважины дали более 600 млн. тонн нефти, причем их доля в добыче «на суше» (без Аляски) неуклонно возростала. Если в 1995г. эта доля в общей добыче 48 штатов составляла 23%, то в настоящее время около 30% или 12-14% во всей добыче США. Эти цифры на наш взгляд демонстрируют важность и актульность для России разработать скорейшим образом экономический механизм, обеспечивающий производительную работу 25 тыс. бездействующих скважин.
Естественная динамика исчерпания лучших месторождений и переход к более сложным и более выработанным объектам, должны приводить к смене не только технологических, но и экономических норм и правил, включая и методы государственного регулирования. Сегодня же система государственного регулирования построена без учета различий стадий естественной динамики разработки нефтегазовых объектов. Все это не способствует развитию МУН и сложных сервисных работ на скважинах, несмотря на имеющиеся методы и технологии.
Государство должно быть готово к тому, что как и во всем мире, крупные нефтяные компании не будут заниматься этими проблемами, так как их организационные и производственные структуры больше приспособлены к крупным нефтяным проектам.                        Понимая многосторонность бизнеса в большинстве, если не во всех странах, кроме России, действует целенаправленная государственная политика не допускающая «замораживание» владельцем таких второстепенных нефтяных активов. То есть, нефтяные активы должны давать, прежде всего, доход государству, что побуждает «арендатора-оператора» или активно использовать все свои активы или отказываться от них. В последнем случае эти малорентабельные активы – трудноизвлекаемые запасы нефти формируют вторичный рынок нефтяных ресурсов, на который в большинстве случаев находятся новые операторы – небольшие региональные компании.
Важно также развить на государственном уровне в стране действенную систему норм и правил, обеспечивающих наиболее полную выработку освоенных нефтяных запасов, когда налоговые льготы или отсрочка платежей, напрямую связанных с нефтедобычей, с «лихвой» компенсируются сбором «косвенных» налогов.
Такая эволюция организационной структуры нефтяной отрасли в направлении постепенного ослабления монопольной роли крупных и интегрированных компаний требует, прежде всего, жесткого государственного контроля за соблюдением условий лицензионных соглашений и утвержденных проектно-технологических документов.                                Сегодня, насущным ответом на вопрос поддержания и сохранения нефтедобычи в России является выбор приоритетов для политики государства по лицензированию, налогообложению, стимулированию и кредитованию нефтяной отрасли и компаний. И этот выбор, на наш взгляд, сделать не так уж трудно, обобщая вышесказанное.
            Первым и основным приоритетом для государственной политики следует признать всемерное поощрение бурения всех новых скважин и боковых стволов на всех действующих месторождениях. При этом отдельно, к дополнительному поощрению  на всех новых и старых, без исключения, месторождениях можно выделить все скважины сложной архитектуры, скважины с сверхдальним отклонением, горизонтальные и многоствольные скважины. Вся история мировой практики показывает, что известное выражение «нефть находится на острие долота» является, на наш взгляд, непреходящим правилом на все времена разработки месторождения. Поэтому самым простым и контролируемым способом стимулирования этого вопроса являются или вычеты из налогооблагаемой прибыли или льготы по НДПИ для «новой» нефти по всем новым скважинам, особенно с горизонтальным окончанием, по примеру Канады.
            Второй приоритет - всемерное поощрение эксплуатации малодебитных и высокообводненных скважин и месторождений в целом. Эти скважины уже есть в реалии, они дают и/или могут давать востребованную продукцию, задача в обеспечении их дальнейшей эксплуатации. Их вклад в общую добычу по стране не будет меньшим, чем от всех новейших технологий и МУН. Пример истории США свидетельствует, что нужен только грамотный экономический подход к многофакторной оценке их рентабельности в масштабе региона, страны и соответствующее льготное стимулирование. При этом примитивное деление фонда скважин на рентабельный и нерентабельный, когда делают разнос всех затрат производства по удельным статьям калькуляции (по условно-переменным и условно-постоянным затратам) на отдельные скважины явно не должен признаваться легитимным и не должен служить основанием для предоставления льгот.
            Третий приоритет - это составление национальных программ: программы применения МУН на основе отдельных ТЭО и проектов разработки конкретных месторождений и залежей (с этапами НИОКР, испытаний и внедрения), отдельных по значимости программ: программы по освоению баженовских отложений и программы по освоению запасов тяжелых нефтей и битумов (в принципе такая льгота как «больше 200 мПа.с» уже есть, нужно ее развитие в части кредитования капвложений в добычу и переработку). Финансирование таких программ должно осуществляться на условиях создания консорциумов с участием государства, недропользователей, научных и сервисных организаций. Участие государства в финансировании программ может ограничиваться предоставлением льготного налогообложения.
Четвертый, но жизненно необходимый для первых трех, приоритет - это совершенствование юридически-правовых основ нефтедобычи. Прежде всего, нужно создание открытого и доступного рынка вторичных лицензий и возможность дробления первоначальных лицензий, как территориально, так и по-объектно. Участниками этого рынка должны быть исключительно российские компании и физические лица. Возможно, необходимо установить налог на геологические запасы/ресурсы и/или должен быть запрет на участие в тендерах на новые участки недр для компаний с обеспеченностью запасами более 20 лет. Такой подход может с одной стороны обеспечить выполнение лицензионных соглашений по ГРР и освоению новых месторождений. А с другой стороны заставит сверхобеспеченные запасами компании освобождаться от них, возвращая государству лицензии для рынка вторичного оборота лицензий. Также целесообразен, на наш взгляд, возврат правила двойного ключа по недропользованию и налогобложению. Центральная власть не может знать ситуацию в комплексе лучше, чем региональная власть. Именно поэтому основные льготы в США предоставляются региональными властями, именно поэтому объединенные усилия региональных властей не позволили команде Обамы в США принять решения, ухудшающие экономические условия для малодебитных скважин в 2010-2011гг. Положительным российским примером может служить период льготного стимулирования добычи «трудной» нефти в Татарстане.
При этом важнейшим юридическим вопросом, который надо будет решить, это обеспечение государственных гарантий и регулируемых тарифов на доступ новых независимых недропользователей «к трубе» и нефтепереработке. Возможно, наиболее действенным шагом в этом направлении должно стать разрушение монополии ВИНК на нефтепереработку в стране, например путем строительства с участием государства 2-3 независимых от ВИНК НПЗ. Иначе, скорее всего будет также, как с попутным нефтяным газом: легче не разрабатывать месторождение и не добывать, чем работать себе в убыток.
            И последнее что нужно подчеркнуть - обязательным условием жизнедеятельности и развития нефтяной отрасли следует считать неукоснительное соблюдение всеми участниками законов, отраслевых норм и правил, нарушение которых должно жестко, неотвратимо и ощутимо караться государственными органами. Без этого движения вперед не будет.
В этом плане, несомненно, нам нужно учиться у США, Норвегии и других стран. Например, все компании, осуществляя недропользование на территории США, строго руководствуются национальными законами на единых условиях. Никаких исключений не допускается. Специальный налоговый режим используется для некоторых месторождений Аляски, малодебитных скважин и для дополнительно извлекаемой "третичной" нефти при жестком контроле со стороны государства. За нарушения природоохранного законодательства применяются жесткие санкции. Если недропользователи не бурят скважины по графику и не добывают сырье, они должны вернуть лицензию, и при этом денег обратно не получают (в США есть участки, продававшиеся из-за этого по шесть раз). Если лицензию не возвращают добровольно, она изымается в административном порядке. Обязателен и ежегодный государственный аудит силами министерства внутренних дел (природных ресурсов). Следует отметить, что их министерство внутренних дел, никакого отношения к полиции, как у нас, не имеет. Межведомственный внутренний контроль осуществляют подразделения Главного инспектора министерства. Внешний контроль неограниченный, как со стороны Конгресса (существуют специальные подкомитеты по контролю), так и в лице Главного счетного управления США.
В заключение, ретроспективно, хотелось бы высказать свое мнение о приоритетных научно-технологических направлениях в нефтедобыче, которыми должны быть:
 
  • -        Проектирование разработки на основе физически содержательного моделирования процессов вытеснения нефти с использованием прямых данных лабораторных исследований по вытеснению нефти. Моделирование двойной пористости и проницаемости. Геохимическое моделирование внутрипластовых процессов и их учет.
  • -        Восстановление запроектированных систем разработки с необходимой их модернизацией в части уплотнительного бурения скважин и оптимизации систем ППД. Одновременное проектирование применения методов МУН и других ГТМ по интенсификации выработки запасов.
  • -        Широкое использование горизонтальных и многоствольных скважин с ГРП. Развитие и дифференциация технологий ГРП для конкретных условий месторождений. Освоение технологий пенно-азотного ГРП и ГРП с СО2.
  • -        Использование скважин малого диаметра, использование технологии строительства скважин бурением на обсадной колонне и с помощью колтюбинга.
  • -        Использование «веерных» скважин-гигантов, имеющих несколько десятков «восстающих» дренажных боковых горизонтальных отводов
  • -        Широкое использование внутрискважинных систем одновременно-раздельной эксплуатации и закачки.
  • -        Создание и применение технико-технологических энергосберегающих комплексов эксплуатации малодебитных скважин, в т.ч. не требующих сохранения и содержания  промысловой инфраструктуры.
 
Литература:
1. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в России и за рубежом./ Бурение и нефть.-2011, №2
2. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча, история. М. Недра, 2001.
3. Running out of oil - Scientific perspectives on fossil fuels
Leif Magne Meling, Statoil ASA , Seminar May 26, 2005
Organised by the Royal Swedish Academy of Sciences and the Royal Swedish Academy of Engineering Sciences.
4. Халимов Э.М. Высокая нефтеотдача с применением традиционного заводнения реальна при соблюдении проектных решений / Нефтегазовая технология. Теория и практика. -2007, -№2.
5. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях НК «Роснефть»/ Хасанов М.М., Антоненко Д.А, Загуренко А.Г. – Нефтяное хозяйство, 2008, №3.
6. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи /Нефтяное хозяйство. – 2003. - №4. - С.19-25.
Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015