Нефтедобыча и нефтеотдача в США

OIL PRODUCTION AND OIL RECOVERY IN THE USA

PODDUBNY Yu.A.1,
PODDUBNY A.Yu.1
1 Well Explorers Club of Oil
and Gas Business Institute

В научно-технической литературе, а также в публичных материалах по недропользованию часто встречаются утверждения о высокой нефтеотдаче в США на уровне 40 % в противопоставлении ее низкому уровню в России, а также о высоком уровне и масштабах применения методов увеличения нефтеотдачи в США. Насколько это соответствует реальному положению дел рассмотрено в настоящей статье на основе заслуживающих доверия источников информации.

Сделан вывод, что методы нефтеотдачи в США, несмотря на большой технологический потенциал, не получили прогнозируемого масштабного развития и до настоящего времени не реализовали свой технологический потенциал, обеспечивая последние тридцать лет практически неизменный уровень добычи около 35 млн т в год и достигаемый КИН порядка 0,337.

In the scientific and technical literature, as well as in public materials on subsoil use, there are often statements about high oil recovery in the United States at the level of 40 %, as opposed to its low level in Russia, as well as about the high level and scale of application of enhanced oil recovery methods in the United States. How much this corresponds to the real state of affairs is considered in this article on the basis of reliable sources of information.
It was concluded that oil recovery methods in the United States, despite their great technological potential, have not received the predicted large-scale development and have not yet realized their technological potential, providing for the last thirty years a practically unchanged production level of about 35 million tons per year and the achieved oil recovery factor of about 0,337.

США стали первым государством из мировых лидеров по нефтедобыче, которое с 1970 г. столкнулось с общим падением добычи нефти и начало рассматривать методы повышения нефтеотдачи в качестве важного фактора ее стабилизации. Уже в 1975 г. количество проектов методов увеличения нефтеотдачи (МУН) здесь насчитывало 158. На государственном уровне было принято несколько федеральных программ и прогнозов на уровне Национального нефтяного совета США (NPC), знаковыми из которых были проекты в 1976, 1984 и 1989 гг. Согласно этим прогнозам, МУН при соответствующем развитии были способны стабилизировать уровни добычи нефти в стране на 30–40 лет и существенно сократить импортозависимость.
Наиболее амбициозные цели ставились в Федеральной программе 1989 г., стратегически направленные на «максимальное извлечение национальных остаточных запасов нефти». Были предусмотрены три периода реализации программы: краткосрочный – на 1990–1995 гг., среднесрочный– на 1995–2004 гг. и долгосрочные задачи– на перспективу. В результате реализации работ первых двух этапов извлекаемые запасы могли вырасти на 10–10,5 млрд т. Не вдаваясь в детали, отметим, что планировалось масштабирование уже разработанных технологий и разработка усовершенствованных, как новых (обозначались пенные системы при закачке СО2, закачка кислорода при тепловом воздействии, комбинированные композиции ПАВ-щелочь-полимер), так и технологий расширенных границ применения. Необходимость и актуальность последнего особенно подчеркивались для химических МУН (ПАВ нового класса, радикально снижающих межфазное натяжение, имеющих низкую адсорбцию и более дешевых, применимость полимеров для высоких температур и солености пластовой воды, для вязких нефтей и карбонатных пластов). Отдельно оговаривалась необходимость более качественного и детального геолого-гидродинамического моделирования для картирования невыработанных зон и бурения в них новых уплотняющих скважин. Все это планировалось выполнить в тесной адресной привязке к 12 выделенным наиболее приоритетным (по геолого-физическим характеристикам) типам коллекторов, в которых было аккумулировано 80–90 % остаточных геологических запасов нефти США.
Прогнозировалось [1], что за счет МУН в США будет добываться к 2000 г. 50–80 млн т в год при низких мировых ценах или даже 80–100 млн т при повышенных ценах на нефть.
По фактическим данным 1977 г. себестоимость добычи нефти различными МУН оценивалась следующими значениями:
– технологии вытеснения нефти закачкой пара – 11–16 $/барр;
– технология внутрипластового горения – 13–20 $/барр;
– вытеснение нефти закачкой СО2 – 13–23 $/барр;
– вытеснение нефти закачкой ПАВ и полимеров – 20–32 $/барр.
Следует отметить, что в США до 1981 г. внутри страны цены на нефть регулировались государством, причем при нижнем и верхнем уровне от 6 до 16,5 $/барр в зависимости от сложности и рентабельности добычи. Верхний предел был определен для малодебитных скважин. При этом фактические показатели себестоимости нефти от МУН часто превышали регулируемые уровни нефтяных цен внутри США для нефти с обычных скважин (около 5,2 $/барр) и соответствовали цене поддержки для малодебитных «стриппер-скважин» (с дебитами менее 1,35 т/сут), для которых закупочная цена была как и для импортируемой нефти. Таким образом, можно констатировать, что нефть за счет МУН в США была дороже варианта ее импорта из-за рубежа, что, конечно, не способствовало развитию МУН. И только закачка пара была способна как-то конкурировать.
Характерно, что все прогнозы [1, 2, 5, 9, 18] с самого начала признавали хотя и большую, но экономически ограниченную ресурсную базу для развития добычи тепловых, газовых и химических технологий (порядка 1–2 млрд т при низких нефтяных ценах) и, соответственно, достижение пиковых уровней по всем технологиям в период до 2010 г. (тепловые МУН – пик добычи 35–48 млн т/год в 1993–2005 гг., газовые МУН – пик 25–35 млн т/год в 2006–2007 гг. и химические МУН – пик 9–30 млн т/год в 1990–2015 гг.). Технологически извлекаемыми в дополнение к уже доказанным запасам США были признаны 6,7–8 млрд т, однако подчеркивалось, что решающими факторами здесь будет цена нефти и прогресс в технологиях МУН. В целом геологические запасы подвижной нефти, как максимально теоретический потенциал нефтеизвлечения, оценивались в 13,3 млрд т, включая 8 млрд т легкой нефти и 5,3 млрд т тяжелой нефти (без битумов).
В 1979–1985 гг. наблюдались высокие мировые цены на нефть, что способствовало развитию проектов МУН, и в 1985 г. их количество в США достигло 512, а добыча увеличилась с 18,94 млн т в 1979 г. до 22,7 млн т в 1983г. и до 30–32 млн т в 1986–1988 гг. Однако в целом технологическая и экономическая эффективность МУН к 1985 г. оказалась ниже ожидаемой, что во многом объяснялось упрощенным подходом к проектированию МУН, когда высокие коэффициенты вытеснения в лабораторных экспериментах во многом напрямую переносились на практические проекты; доля технологически и экономически успешных проектов из 636 оцениваемых составила всего 37 %.
Особенно слабые экономические позиции были с самого начала у химических МУН. Поэтому развитие получили тепловые и газовые МУН, а химические, несмотря на первоначально многочисленные проекты в разных модификациях (полимерное заводнение, ПАВ и ПАВ-полимерное воздействие, закачка мицеллярных композиций, способных обеспечить 90–100 % вытеснение нефти в лабораторных условиях) порядка 200 проектов в 1987 г., выйдя на пик добычи всего в 0,8 млн т годовой добычи, сошли на нет уже к 1996 г.
Главной причиной оказались экономические факторы, которые определили высокие риски окупаемости затрат и длительный, 5–6 лет, период возврата инвестиций. На рынке инвестиций оказались более выгодные инвестиционные проекты, что не учитывалось в прогнозах. Ожидалось, что отмена в 1981 г. государственного регулирования нефтяных цен внутри страны будет способствовать развитию МУН. Однако на практике этого не произошло. Либерализация цен активно помогла развитию уплотнительного бурения новых скважин на месторождениях США и участию американских компаний в зарубежных проектах с последующим увеличением объемов нефтяного импорта в США от этих компаний, а вот проекты МУН в стране стали стагнировать.
Общий прирост извлекаемых запасов нефти в США за период 1976–1985 гг. составил 3,71 млрд т [2, 3]. Из них:
– 970 млн т, т. е. 26,2 %, за счет дооконтуривания залежей нефти и открытия новых нефтеносных пластов на уже разрабатываемых месторождениях;
– 190 млн т, т. е. только 5,1 %, за счет открытия новых нефтяных месторождений;
– 2,55 млрд т, т. е. 68,95 %, за счет улучшения системы разработки уже эксплуатирующихся старых месторождений (интенсификация систем заводнения, уплотнение сеток скважин – infill drilling, внедрение МУН).
В отмеченный период объемы бурения только новых нефтяных скважин увеличились в 2 раза, с 20 до 40 тыс. скважин в год. При этом, учитывая данные работы [4], на долю МУН можно отнести только 0,51 млрд т.
Таким образом, на практике главными факторами увеличения извлекаемых запасов и базисом будущей нефтедобычи США в этот период оказались вторичные, а не третичные методы разработки месторождений. Именно уплотнение сетки скважин и развитие заводнения обеспечили 55 % всего прироста извлекаемых запасов – свыше 2 млрд т.
Далее, когда цены на нефть после 1985 г. резко снизились на длительный период, то количество проектов МУН стало непрерывно снижаться, и уже в 1987г. их число составило 366 (от 512 в 1985 г.), а к 1993 г. упало до 226. Однако, наряду с этим, удачные проекты, где геолого-физические условия в лучшей мере соответствовали выбранным технологиям и их параметрам, продолжили масштабы площадного расширения по месторождениям. Это масштабирование мощностей проектов, несмотря на снижение их численности, обусловило продолжение роста уровней добычи МУН в США до 37,5 млн т в 1991–1992 гг. и даже до 39 млн т/год в 1998–2000 гг.
Кризисы 2008 и 2014 гг. привели к дальнейшему сокращению проектов МУН в США с 199 до 133 ед. в 2017г. При этом наибольшему сокращению подверглись тепловые МУН, с 62 до 35 проектов, число газовых проектов снизилось менее значительно – с 134 до 97. Тем не менее, общая добыча нефти за счет МУН осталась примерно на одном уровне. Был даже отмечен пик в 38 млн т в 2012–2014 гг. Это произошло благодаря увеличению масштабов газовых проектов МУН, рост добычи по которым компенсировал снижение добычи тепловыми МУН. Историческая динамика добычи нефти МУН в США составлена авторами по источникам [3–26] и представлена на рис.1.
Следует отметить одну особенность данных по технологиям нефтеотдачи и добыче нефти за счет МУН, характерную сегодня как для США, так и для мировой отчетности. Вообще то, никакой официальной и публичной статистики по МУН ни в США, ни в мире не существует, все оценки основываются на экспертных оценках и разнородных базах данных. Например, в каждом штате США существует свой периодически обновляемый перечень технологий МУН, которые имеют региональные льготы. Кроме того, в классическом понимании и классификации МУН пароциклические обработки скважин и добыча за счет них, также как и добыча тяжелой битуминозной нефти карьерным способом, не относились раньше к EOR – «третичным или новейшим методам увеличения нефтеотдачи», – считаясь технологиями интенсификации добычи. Например, в данных по добыче за счет МУН за 1979 г. специально оговаривалось, что добыча составила 18,94 млн т, причем в этот объем включена добыча около 6 млн т за счет пароциклических обработок. В настоящее время такого выделения, за редким исключением, уже не делают, считая общую добычу за счет термических технологий. Одно время в химические технологии включали потокоотклоняющие технологии, связанные с закачкой химических композиций, блокирующих байпасную фильтрацию воды по уже обводненным каналам пласта. Сегодня этого нет, так как подобные технологии продолжают использоваться в США, но такая добыча за счет химических МУН в публикациях не отражается.
За большой исторический период применения МУН в США долгие годы пальму первенства удерживали термические МУН с пиковой добычей 25 млн т в 1986 г. Однако далее добыча термическими МУН стала необратимо снижаться, а добыча газовыми МУН продолжала расти. И с 2006 г. добыча газовых МУН по настоящее время существенно превышает добычу термических МУН.

За большой исторический период применения МУН в США долгие годы пальму первенства удерживали термические МУН с пиковой добычей 25 млн т в 1986 г. Однако далее добыча термическими МУН стала необратимо снижаться, а добыча газовыми МУН продолжала расти. И с 2006 г. добыча газовых МУН по настоящее время существенно превышает добычу термических МУН.

Добыча нефти термическими МУНза счет пара в последние 5–7 лет держится на уровне 250–300 тыс. барр/сут, снизившисьв 1,5 раза по сравнению с периодом 1995–2000 гг., а число проектов снизилось более чем в 2 раза. Следует отметить некоторый рост в последние годы проектов, связанных с закачкой воздуха, их количество сегодня составляет 8–12 ед., против 4 ед. десятилетие назад. Но добыча этих проектов невелика, на уровне всего 20 тыс. барр/сут. Практически закрылись все проекты по закачке горячей воды, их осталось 2–3 с малозначащей добычей в 1,7–3 тыс. барр/сут (пик добычи был отмечен в 1990 и 2002 гг. с добычей 0,21 и 0,2 млн т/год, соответственно).
Газовые МУН в США вначале получили развитие по двум направлениям: смешивающееся вытеснение углеводородными газами и закачка СО2. Закачка СО2 получила серьезную поддержку благодаря газовым месторождениям с содержанием СО2 свыше 70 %, причем расположенных недалеко от нефтяных месторождений. Затем стали помогать «зеленые санкции» и СО2. МУН стали продолжать активно развиваться в США до настоящего времени, увеличив уровень добычи с 25 тыс. барр/сут в 1984–1986 гг. до 206 тыс. барр/сут в 2004 г. и до 304 тыс. барр/сут в 2017 г.
Можно констатировать, что единственная технология МУН, получившая непрерывное устойчивое развитие в США до настоящего времени – это закачка углекислого газа в пласт, причем, в режиме смешивающегося вытеснения. После 2007 г. количество проектов смешивающегося режима закачки СО2 выросло более чем в 1,5 раза, до 112 ед., а добыча превысила 300 тыс. барр/сут. Проекты несмешивающегося СО2 остаются единичными.
Другие газовые МУН (смешивающаяся и несмешивающаяся закачка углеводородных газов) получили менее активное развитие и только до 2000 г. (пиковая добыча – 6,5 млн т), после чего началась их стагнация. Сегодня количество проектов с закачкой углеводородных газов составляет 12–14 ед. с общей добычей 80–120 тыс. барр/сут. Практически не осталось заметных по масштабам действующих проектов с закачкой дымовых газов и азота.
В течение почти сорока лет углекислый газ (CO2) успешно используется в США для повышения нефтеотдачи, как правило, увеличивая этот показатель на 9–17 % в традиционных пластах с маловязкой нефтью. В настоящее время МУН СО2 дает 3–4 % совокупной годовой добычи в Америке: примерно 300 тыс. барр/сут нефти с 2015 г. (в сравнении с 200 тыс. барр/сут в 2005г.). Чтобы добывать такие объемы, ежегодно закачивается около 70 млн т CO2. Важно отметить, что главным источником CO2 являются природные месторождения, однако в настоящее время уже 33 % закачки составляет газ от промышленных источников. На повестке дня стоит закачка CO2 для ультранизкопроницаемых коллекторов и сланцевой нефти.
Необходимо отметить, что для эффективного использования CO2 требуются прежде всего высокая плотность сетки скважин (7–16 га/скв.), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1,1–1,8, большие суммарные объемы закачки CO2 – 30–80 % порового объема пласта, технические возможности чередующейся закачки CO2 с водой и его рециклинг, а также коррозионностойкое скважинное оборудование и коммуникации.
Исходя из оптимистичных прогнозов уровней в добыче нефти за счет МУН, многими экспертами в 1976–1990гг. прогнозировалось повышение проектного (достигаемого) коэффициента нефтеотдачи (КИН) в США до 40 % к 2000 г. Поэтому интересно и актуально выполнить современную оценку реально достигаемого КИН по США. Это тем более актуально, так как зачастую ошибочные оценки продолжают употребляться в среде специалистов и государственных чиновников России, а детальные и достоверные публикации на эту тему известных специалистов В.Н. Щелкачева, Э.А. Дадаевой, H.M. Байкова, Э.М. Халимова, Н.Н. Лисовского и других публиковались давно.
Авторы данной статьи постарались использовать главным образом публикации, связанные с официальными учреждениями государства (Геологическая служба США (USGS), департамент энергетики США (DOE), журнал Oil & Gas). В результате получилась нижеследующая хронология оценок среднего достигаемого КИН в США по геологическим запасам нефти «в пласте».
Таким образом, исходя из официальных оценок, начальные геологические запасы нефти с 1960 г. выросли в 1,6 раза, но оценки достигаемого КИН претерпели не столь значительные изменения, увеличившись с 0,318 до 0,337 для всех геологических запасов страны (оншор, оффшор и Аляска). Это увеличение обеспечено не столько применением МУН, сколько развитием заводнения (доля добычи нефти с месторождений на суше в 48 «нижних» штатах, где использовалось заводнение, увеличилась с 50 % в 1976–1978 гг. до 75 % сегодня), уплотняющим бурением новых скважин, массовой эксплуатацией малодебитных скважин, и, конечно, открытием и освоением новых продуктивных запасов на Аляске (месторождение Прадхо-Бей) и месторождений в Мексиканском заливе. Не случайно в этих регионах достигаемый КИН на освоенных месторождениях оценивается сегодня в 0,34, т.е. выше среднего по стране в целом.
Наряду с этим характерно, что и сегодня в США свыше 50 % попутно добываемой из нефтяных скважин воды «сбрасывается» в поглотительные скважины (без использования для вытеснения нефти). Иначе говоря, даже вторичные МУН (заводнение) не получили в США должного потенциального развития. Главная причина– экономическая: вначале добыча нефти вполне прибыльная, а затем уже поздно что-то предпринимать из-за длительной окупаемости инвестиций в систему заводнения.
Важную роль в замедлении темпов падения добычи и увеличении запасов сыграли уплотняющие скважины, причем нового типа. С 2004–2005 гг. в США началось массовое применение горизонтальных скважин (ГС) и горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС+МГРП). Если в 2004–2005 гг. доля ГС в объеме новых скважин составляла 10 %, то уже в 2010 г. – 50%, а сегодня находится на уровне 80 %. За счет и этих технологий (ГС и ГС+МГРП) удалось освоить не только ресурсы сланцевой нефти и газа, но и в ряде случаев дать вторую жизнь старым месторождениям традиционной нефти. Один из таких примеров [11] по участку Delaware Sandstone (штат Нью-Мексико) отражает рис.2. Месторождение разрабатывается с 50-х гг. прошлого столетия, в целом коэффициент извлечения составлял менее 20 %. На отдельных участках были предприняты попытки повысить нефтеотдачу за счет закачки в пласт углекислого газа; однако это не принесло желаемого результата. Тогда в период с 2010 – 2013 гг. в общей сложности были пробурены 131 новых вертикальных и 197 горизонтальных скважин. В результате удалось не только компенсировать сократившиеся объемы добычи, но и увеличить их более чем до 40 тыс. барр./сут, причем, как видно из рис. 2, решающим оказался вклад горизонтальных скважин.
Исторический вклад МУН в добычу США, без сомнения, является весомым, хотя и радикально меньше ранее прогнозируемого. При этом, учитывая, что с 1988г. добыча традиционной нефти снизилась в США более чем в 2 раза, доля добычи МУН в общей добыче традиционной нефти на суше (включая Аляску) возросла с 9 до 21 %. Вклад МУН в общую добычу нефти по США и общий прирост извлекаемых запасов по стране можно определить по суммарной добыче за исторический период наблюдения. Общую добычу нефти за счет МУН (1980–2018 гг.) можно оценить в 9,4 млрд барр. или 1,27 млрд т (рассчитано авторами на основании обобщенных данных по добыче методами МУН в США, представленных на рис. 1). Это составляет 1,5 % от последних оценок НГЗ (624 млрд барр.).
Таким образом, можно говорить о том, что, несмотря на заметный вклад в общую накопленную добычу за счет МУН в объеме 1,5 % начальных геологических запасов (НГЗ), общий КИН в США существенно не вырос, оставаясь на среднем уровне. Здесь очень важно, на наш взгляд, отметить тот факт, что даже такие средние уровни нефтеотдачи достигаются в США при плотности сеток скважин (ПСС) на месторождениях 6–16 га/скв., а зачастую и меньше, что существенно превышает фактическую в России.
Важно отметить, что в США не существует принятой в России категории термина – проектная или утвержденная нефтеотдача или КИН, так как в США, за редким исключением, не составляются проекты разработки целых месторождений как таковые. Имеются только планы нефтедобычи и оценки извлекаемых запасов SEC исключительно по лицензионным участкам владельца без объединения до масштабов месторождения. Поэтому термин проектный КИН для США носит во многом условный характер.
Вообще-то, необходимо отметить, что и сам «средний КИН» достаточно абстрактен и в целом недостаточно информативен, как и обеспеченность добычи запасами (кратность запасы/добыча). Например, в США из-за строгих методических подходов к определению «доказанные запасы», в отличие от современной России (когда в нарушение всех писаных и неписаных методик по каплям нефти из керна единственной и неопробованной скважины считают мифические запасы в млн т), уже больше 100 лет (с 1917 г.) кратность запасов составляет 13–9 лет, а добыча успешно продолжается много десятилетий. То же и с КИН. Например, с освоением запасов сланцевых месторождений в США, где КИН составляет порядка 6–10 %, и если их ввести в общие геологические запасы, то средний КИН в США снизился до уровня меньше 0,25. Тем не менее, добыча нефти в стране удвоилась, что несомненно большой технологический успех, а значение КИН явно носит второстепенный характер.
Таким образом, можно констатировать, что говорить о какой-то «сверхвысокой», из года в год растущей нефтеотдаче в США, «уже достигшей 40 %», не приходится. Нефтеотдача в 40–46 %, продекларированная департаментом энергетики США в далеком 1975 г., как потенциально достижимая при высоком уровне развития технологий разработки месторождений и при высоких ценах на нефть, остается философской «абсолютной идеей».
Характерно, что прогнозные уровни добычи МУН в США в настоящее время оцениваются достаточно скромно, хотя объемы пригодных для МУН запасов остаются высокими. Однако ожидать бурного роста технологий МУН в США не приходится, о чем наглядно свидетельствуют оценки прогнозных инвестиций в проекты МУН [17] (рис. 3). В прогнозах ожидается рост объемов добычи нефти только за счет закачки СО2, потенциал роста может составить 1,5–3 раза и будет определяться рыночной ценой нефти.
Наряду с МУН важной составляющей поддержания нефтедобычи в США уже много лет является эксплуатация малодебитных скважин. Исторически много лет существует трехуровневая налоговая градация фонда скважин. Помимо «обычных» скважин, существуют еще «маргинальные» и «стриппер» скважины. Стриппер-скважины имеют неизменное определение– это скважины, которые в течение последних 12 календарных месяцев имели средний дебит нефти менее 10 барр./сут (1,35 т/сут) и на которые существуют постоянные налоговые льготы для собственников таких скважин. Обводненность таких скважин обычно высокая и постоянно увеличивается. Если в 2000 г. она составляла около 90 %, то в настоящее время превышает 95 %. Термин стриппер-скважины в публикациях часто используется взаимозаменяемо с термином «marginal well», хотя их значения не совпадают полностью. Маргинальная скважина – это более общее понятие, определяющее спектр скважин, эксплуатация которых на текущий период в США требует для окупаемости затрат и фискальных платежей более дорогой цены, чем внутренняя WTI – цена нефти. На такие маргинальные скважины специальными постановлениями устанавливаются дополнительные льготы, например, marginal well credit (MWC). Дополнительно в 1995 г. в США был принят закон «О добыче и сохранении отечественной нефти и газа», расширивший определение «маргинальная добыча» и предоставивший ряд налоговых льгот и скидок скважинам с добычей до 25 барр./сут (порядка 3,37 т/сут) и с обводненностью более 95 %.
Официально узаконенного и однозначно понимаемого термина «маргинальные скважины» и методики расчета их годовой добычи в США не существует, есть определенная неоднозначность, что вносит существенные различия в оценку вклада таких скважин в общую добычу США. Например, согласно ежегодно публикуемой статистической отчетности по всему фонду скважин США и градации добычи по скважинам EIA [15] к стриппер-скважинам и маргинальной добыче отнесены скважины с дебитами менее 10 барр./сут. Количество таких скважин многие годы составляет в США свыше 300 тыс. ед.
В свою очередь, Объединенная междуштатная нефтяная комиссия США, «Interstate Oil and Gas Compact Commission» (IOGCC), выпускающая периодически специальные тематические обзоры по маргинальным скважинам (последний обзор был «Marginal Well Report» 2016), терминологически трактует одинаково стриппер-скважины и маргинальные, ограничивая их дебит 10 барр./сут, но вот ее оценки количества и общей годовой добычи маргинальных скважин отличаются от оценок EIA в 1,2–1,5 раза в сторону завышения.
В свою очередь, Национальная ассоциация стриппер-скважин США (National Stripper Well Association, nswa.us), существующая с 1934 г., определяет стриппер-скважины и сегодня как скважины с дебитами до 15 барр./сут. Согласны с таким определением и в Федеральной налоговой службе США, The Internal Revenue Service (IRS).
Но наиболее радикально, по непонятным причинам, отличаются от вышеприведенных недавно опубликованные оценки аналитиков Rystad Energy [16]. Согласно этим оценкам, добыча стриппер-скважин (определяемых также дебитами менее 10 барр./сут) в 48 штатах США на суше (не считая перешедших в эту категорию сланцевых скважин) составляла в период 2011–2019гг. от 1,4 (2011 г.) до 0,96 (2019 г.) млн барр./сут (или 69–49 млн т/год), что явно ошибочно и совершенно недостоверно. Этот пример просто приведен нами как факт низкой достоверности многих современных публикаций даже от лица известных аналитических компаний. Иначе говоря, сегодня нужно всегда выполнять историческую проверку и сопоставление публикаций, нельзя доверять единственному источнику. Особенно это касается данных по нефтеотдаче, методам ее повышения, добыче из маргинальных и стриппер-скважин.
Что касается нашей оценки, то можно рекомендовать как наиболее достоверную оценку данные EIA, напрямую связанные с департаментом энергетики США (U.S. Department of Energy), где в качестве стриппер-скважин принимаются скважины с дебитами до 10 барр./сут. В качестве малодебитных (или маргинальных) скважин далее будем считать скважины с дебитами до 15 барр./сут.
Если оценивать вклад работы таких маргинальных скважин (до 15 барр./сут) в общую добычу США, то их доля в общей добыче традиционной нефти на суше (включая Аляску) возросла с 13 (1996 г.) до 23 %, находясь в XXI веке на уровне 40–37 млн т/год с трендом снижения во времени. Для стриппер-скважин (до 10 барр./сут) уровень добычи находится много лет на уровне около 27–30 млн т/год, а их количество не снижается, но увеличивается за счет пополнения «сланцевыми» скважинами (активный период которых с «нормальными» дебитами составляет 2–3 года, а затем становится маргинальным). Общее число маргинальных скважин составляет в последние годы свыше 365 тыс. ед., включая 341 тыс. стриппер-скважин. В целом доля стриппер-скважин в общем фонде действующих нефтяных скважин США уже больше 70 лет составляет 70–79 %, причем уже в период 1950–1981 гг. стриппер-скважины давали 12–15 % годовой добычи нефти, а в настоящее время они добывают 17,5 % традиционной нефти на суше США (включая Аляску).
За период 1980–2018 гг. (для корректного сопоставления с МУН), по расчетам авторов настоящей статьи, малодебитные или маргинальные скважины (с дебитами меньше 15 барр./сут) добыли около 13 млрд барр. нефти (1,75 млрд т) или 2,1 % от НГЗ, включая долю 1,5% от НГЗ за счет стриппер-скважин. Таким образом, вклад малодебитных скважин в обеспечение нефтеотдачи даже превышает вклад МУН.

ВЫВОДЫ
В научно-технической литературе, особенно, к сожалению, в российской множится недопустимо много недостоверной информации о нефтеотдаче в США, что и явилось побуждающим мотивом для написания настоящей статьи.
Можно констатировать, что основные задачи Федеральной программы США 1989 г. по стратегии максимального извлечения нефти оказались невыполненными. Методы нефтеотдачи в США, несмотря на большой потенциал, не получили масштабного прогнозируемого развития и до настоящего времени не реализовали свой технологический потенциал; достигнутый современный уровень в 0,7 млн барр./сут добычи МУН в 2–3 раза меньше ранее прогнозируемых.
Основными причинами такого положения дел можно считать, прежде всего, экономические факторы (требуемые высокие уровни начальных инвестиций и длительные сроки окупаемости в сравнении с альтернативами – новые проекты по всему миру, бурение новых скважин на новые запасы), а также технологические – до настоящего времени по многим технологиям сохраняются высокие риски в достоверности технологического моделирования внутрипластовых процессов, проектировании уровней добычи и, соответственно, технологического и экономического эффектов. Можно констатировать, что задача разработки усовершенствованных технологий МУН не решена до сих пор.
Из большого числа апробированных технологий в США наибольшее развитие получили технологии закачки углекислого газа в смешивающемся режиме вытеснения нефти. Доля добычи за счет СО2 составляет сегодня около 45 % от добычи всех МУН.
Важную роль в обеспечении нефтедобычи в США уже свыше 60 лет играет эксплуатация малодебитных (маргинальных) скважин, доля которых в общей добыче не уступает МУН.

Литература

1. Enhanced Oil Recovery Potential in the United States. NTIS order PB-276594 Library of Congress Catalog Card Number 77-600063 For sale by the Superintendent of Documents, U.S. Government Printing Office Washington, DC. 20402 Stock No. 052-003-00503-4. January, 1978.
2. Dosher Т.M.f Kostura J.Л. Enhanced oil recovery and domestic oil reserves 10 years later. Report 14881, Fifth Symposium of Enhanced Oil Recovery of the SPE and DOE held in Tulsa (Oklahoma), April 20-23,1986.
3. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча // Институт компьютерных исследований. Москва-Ижевск, 2002. 132 с.
4. Broome J.H., Bohannon J.М., Stewart W.C. «The 1984 National Petroleum Council Study on EOR: An Overveew. Journal of Petroleum Technology, August 1986. № 9. Vol. 38. Pр. 869–874.
5. The Heavy Oil Resources of the United States. Prepared for the Department of Energy / September 1983/ R-2946-DOE.
6. Evaluation of unrecovered mobile oil in Texas, Oklahoma and New Mexico/Becker AB., Brashear JP. Proceedings SPE/DOE 7th Symposium on Enhanced Oil Recovery, April 1990, Tulsa.
7. Global Technology Roadmap for CCS in Industry Sectoral Assessment CO2 Enhanced Oil Recovery. Advanced Resources International, Inc., VA 22203 USA. May, 2011.
8. Onshore Conventional Oil Including EOR/ Working Document of the NPC / September, 2011.
9. Working Document of the NPC North American Resource Development Study Made Available September 15, 2011.
10. Advanced Resources International analyses, 2015. Energy Resources, Research and Technology Committee. Interstate Oil & Gas Compact Comission. October, 2016.
11. Возрождение разработки зрелых зон нефтегазонакопления за счет применения нетрадиционных технологий // Аналитическая записка «Стратегические перспективы». IHS Energy, 01 августа, 2014, ihs.com.
12. A Technical, Economic, and Legal Assessment of North American Heavy Oil, Oil Sands, and Oil Shale Resources. Work Performed Under DE-FC-06NT15569 / Prepared for U.S. Department of Energy. September, 2007.
13. U.S. Oil Production Potential from Accelerated Deployment of Carbon Capture f and Storage. Advanced Resources International, Inc., Arlington, VA USA, March 10, 2010.
14. Ethane-Based EOR: An Innovative and Profitable EOR Opportunity for a Low Price Environment/Patrick L. McGuire (International Reservoir Technologies). Ryosuke Okuno, Thomas L. Gould, Larry W. Lake. Document IDSPE-179565-MS. PublisherSociety of Petroleum Engineers. SourceSPE Improved Oil Recovery Conference, 11–13 April, Tulsa, Oklahoma, 2016.
15. U.S. Energy Information Administration. The Distribution of U.S. Oil and Natural Gas Wells by Production Rate. December, 2019.
16. US stripper wells now at risk, but is this supply really that flexible? March 26, 2020 – ShaleWell Analytics. Rystad Energy).
17. U.S. enhanced oil recovery market value by technology 2014-2025/ M. Garside. Nov 28, 2019.
18. Enhanced Oil Recovery, National Petroleum Council, December, 1976.
19. The Environmental Risks and Oversight of Enhanced Oil Recovery Potential in the United States. Clean Water Action/August, 2017.
20. Feasibility Study of Heavy Oil Recovery in the United States. NIPER/BDM-0225, March, 1996.
21. Chemical EOR Potential for Heavy Oil in the United States. AAPG. August, 2014.
22. Carbon Dioxide Enhanced Oil recovery Performance According to the Literature. By Ricardo A. Olea. USGS. Scientific Investigations Report 2017-5062-D.
23. Oil and Gas Journal / 2006, 2008, 2010, 2012, 2014 worldwide EOR survey.
24. СО2-EOR set for growth as new CO2 supplies emerge / Vello Kuuskaa, Matt Wallace. O&G J., April, 2014.
25. U.S. Energy Information Administration, Monthly Crude Oil and Natural Gas Production, October 31, 2019.
26. Whatever happened to enhanced oil recovery? C. McGlade, G. Sondak, M. Han. Intern Commentary. WEO 2018 EOR database. World Energy Outlook 2018, IEA, iea.org.

References

1. Enhanced Oil Recovery Potential in the United States. NTIS order PB-276594 Library of Congress Catalog Card Number 77-600063 For sale by the Superintendent of Documents, U.S. Government Printing Office Washington, DC. 20402 Stock, no. 052-003-00503-4. January, 1978. (In English).
2. Dosher Т.M.f Kostura J.Л. Enhanced oil recovery and domestic oil reserves 10 years later. Report 14881, Fifth Symposium of Enhanced Oil Recovery of the SPE and DOE held in Tulsa (Oklahoma), April 20-23,1986. (In Engish).
3. Shchelkachev V.N. Otechestvennaya i mirovaya neftedobycha [Domestic and world oil production]. Institut komp’yuternykh issledovaniy Publ., Moscow-Izhevsk, 2002. 132 р. (In Russian).
4. Broome J.H., Bohannon J.М., Stewart W.C. «The 1984 National Petroleum Council Study on EOR. An Overveew. Journal of Petroleum Technology, August 1986, no. 9, vol. 38, 869–874 рр. (In Engish).
5. The Heavy Oil Resources of the United States. Prepared for the Department of Energy. September 1983, R-2946-DOE. (In English).
6. Evaluation of unrecovered mobile oil in Texas, Oklahoma and New Mexico/Becker AB., Brashear JP. Proceedings SPE/DOE 7th Symposium on Enhanced Oil Recovery, April 1990, Tulsa. (In English).
7. Global Technology Roadmap for CCS in Industry Sectoral Assessment CO2 Enhanced Oil Recovery. Advanced Resources International, Inc., VA 22203 USA. May, 2011. (In English).
8. Onshore Conventional Oil Including EOR.Working Document of the NPC. September, 2011. (In English).
9. Working Document of the NPC North American Resource Development Study Made Available September 15, 2011. (In English).
10. Advanced Resources International analyses, 2015. Energy Resources, Research and Technology Committee. Interstate Oil & Gas Compact Comission. October, 2016. (In English).
11. Vozrozhdeniye razrabotki zrelykh zon neftegazonakopleniya za schet primeneniya netraditsionnykh tekhnologiy [Revival of the development of mature oil and gas accumulation zones through the use of unconventional technologies]. Analiticheskaya zapiska «Strategicheskiye perspektivy». IHS Energy Publ., 01 avgusta, 2014. (In Russian).
12. A Technical, Economic, and Legal Assessment of North American Heavy Oil, Oil Sands, and Oil Shale Resources. Work Performed Under DE-FC-06NT15569. Prepared for U.S. Department of Energy. September, 2007. (In English).
13. U.S. Oil Production Potential from Accelerated Deployment of Carbon Capture f and Storage. Advanced Resources International, Inc., Arlington, VA USA, March 10, 2010. (In English).
14. Ethane-Based EOR. An Innovative and Profitable EOR Opportunity for a Low Price Environment/Patrick L. McGuire (International Reservoir Technologies). Ryosuke Okuno, Thomas L. Gould, Larry W. Lake. Document IDSPE-179565-MS. PublisherSociety of Petroleum Engineers. SourceSPE Improved Oil Recovery Conference, 11–13 April, Tulsa, Oklahoma, 2016. (In English).
15. U.S. Energy Information Administration. The Distribution of U.S. Oil and Natural Gas Wells by Production Rate. December, 2019. (In English).
16. US stripper wells now at risk, but is this supply really that flexible? March 26, 2020 – ShaleWell Analytics. Rystad Energy Publ. (In English).
17. U.S. enhanced oil recovery market value by technology 2014–2025. M. Garside. Nov 28, 2019. (In English).
18. Enhanced Oil Recovery, National Petroleum Council, December, 1976. (In English).
19. The Environmental Risks and Oversight of Enhanced Oil Recovery Potential in the United States. Clean Water Action, August, 2017. (In English).
20. Feasibility Study of Heavy Oil Recovery in the United States. NIPER/BDM-0225, March, 1996. (In English).
21. Chemical EOR Potential for Heavy Oil in the United States. AAPG. August, 2014. (In English).
22. Carbon Dioxide Enhanced Oil recovery Performance According to the Literature. By Ricardo A. Olea. USGS. Scientific Investigations Report 2017-5062-D. (In English).
23. Oil and Gas Journal / 2006, 2008, 2010, 2012, 2014 worldwide EOR survey. (In English).
24. СО2-EOR set for growth as new CO2 supplies emerge. Vello Kuuskaa, Matt Wallace. O&G J., April, 2014. (In English).
25. U.S. Energy Information Administration, Monthly Crude Oil and Natural Gas Production, October 31, 2019. (In English).
26. Whatever happened to enhanced oil recovery? C. McGlade, G. Sondak, M. Han. Intern Commentary. WEO 2018 EOR database. World Energy Outlook 2018, IEA, iea.org. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Поддубный Ю.А.

    Поддубный Ю.А.

    к.т.н., руководитель проекта

    Клуб исследователей скважин при Институте нефтегазового бизнеса, г. Москва

    Поддубный А.Ю.

    Поддубный А.Ю.

    инженер

    Клуб исследователей скважин Института нефтегазового бизнеса

    Просмотров статьи: 159

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru