Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях

Изучение состояния добычи нефти в Российской Федерации, ее энергетической стратегии. Определение понятия полимерного заводнения, использование материала Полисил-П для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Правила промышленной безопасности.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В административном плане Ключевское месторождение входит в состав Даниловского района Волгоградской области и расположено в 150 км к северо-западу от города Волгограда и в 55 км северо-восточнее города Фролово. В 35 км на юго-запад от Ключевского месторождения располагается Кудиновское нефтегазовое месторождение. Нефть из Ключевского месторождения подается на центральную площадку промысловых сооружений Кудиновского месторождения. В 17 км от Ключевского месторождения действует газопровод Коробки-Лог.
Территория месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину, изрезанную редкой сеткой оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах 150-200 м над уровнем моря. В районе месторождения рек нет, имеются два пруда Нижне- и Верхнеключевские. Ближайшими водными артериями является реки Волга и Дон и притоки Дона: Медведица и Иловля.
Климат района континентальный с незначительным количеством атмосферных осадков (300 - 400 мм в год). Минимальная температура зимой - 35 0 С, максимальная температура летом - +45 0 С. для района характерно преобладание ветров, зимой северо-восточного, летом северо-западного направления.
Растительный мир представлен степными травами, лесов нет.
В экономике района преобладает сельское хозяйство. Ближайший населенный пункт в районе месторождения село Прудки. Редкие населенные пункты между собой связаны полевыми дорогами. Вблизи от месторождения находится грейдерная дорога Фролово-Котово.
Ключевское месторождение получает электроэнергию от ЛЭП Волгоград - Москва, поступающую от Волгоградской ГЭС.
Местных строительных материалов вблизи месторождения нет. Ближайшие карьеры камня (известняка) и глины находятся в г. Фролово (35 км).
Бурение параметрических, поисково-разведочных скважин на Ключевской площади осуществлена вначале Березовской конторой разведочного бурения треста "Жирновскнефтегазразведка", а затем Коробковским УБР объединения "Нижневолжскнефть".
Месторождение находится в районе деятельности Арчединского НГДУ, аппарат управления и база производственного обслуживания которого находится в городе Фролово.
В геологическом строении района принимают участие отложения четвертично-неогеновые, мезозойской, пермской, каменноугольной и девонской систем. Породы кристаллического фундамента на Ключевской площади не вскрыты.
Рельеф местности слабо всхолмленная равнина с широко развитой системой оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах 150 - 200 м над уровнем моря.
Большинство скважин остановлены бурением в черноярских или мосоловских отложениях среднего девона.
Расчленение разреза выполнено на основании большого количества фауны по соседним площадям Волгоградского Поволжья, и дается в соответствии с унифицированной схемой принятой в 1974 г.
Кайнозойская эратема рассматривается в объеме четвертичной и неогеновой системы.
Четвертичная и неогеновая системы представлены песчано-глинисты-ми отложениями и залегают с размывом на породах нижнего мела. Представлены аллювиальными отложениями (пески, глины, суглинки), толщина достигает 112 м.
Рассматривается в объеме меловой и юрской системы.
Меловая система (нижний отдел) представлена песками с прослоями алевритистых глин. Толщина меловых отложений меняется от 54 до 253 м.
Юрская система представлена песчано-глинистыми отложениями. Толщина юрских отложений меняется от 171 до 233 м.
Рассматривается в объеме пермской, каменноугольной, девонской системы.
Пермская система. Верхняя ее часть сложена глинами пестроцветными с прослоями алевролитов (татарский ярус), ниже залегает толща ангидритов, мергелей (уфимский ярус).
Нижняя часть пермской системы (ассельский ярус) представлена доломитами и известняками. Толщина отложений от 41 до 115 м.
Каменноугольная система. Верхний отдел (гжельский ярус). Отложения представлены известняками и доломитами. В толще карбонатных пород встречаются прослои глин. Толщина 93 - 135 м.
Касимовский ярус представлен известняками, прослоями глин толщиной 176 - 197 м.
Средний отдел. Московский ярус. Верхний подъярус. Мячковский горизонт. Карбонатная толща сложена известняками детритовыми с прослоями доломитов, мергелей, глин. Толщина 134 - 147 м.
Подольский горизонт представлен известняками и доломитами. Известняки органогенные. Среди карбонатов залегает пачка глин, неравномерно алевритистых. Толщина 160 - 172 м.
Нижний подъярус. Каширский горизонт. В разрезе каширских отложений прослеживаются известняки, песчаники, глины и мергели с алевролитами. Толщина изменяется от 131 до 149 м.
Верейский горизонт представлен глинами с прослоями алевролитов, песчаников. Толщина от 131 до 147 м.
Башкирский ярус. Верхний подъярус. Мелекесский горизонт. Мелекесские отложения с перерывом ложатся на известняки прикамского горизонта. Отложения мелекесского горизонта сложены преимущественно глинами. Толщина 92 - 102 м.
Нижний подъярус. Прикамский горизонт представлен известняками. Толщина 15 - 24 м.
Северо-кельтменский горизонт сложен известняками органогенными. В верхних и нижних частях прослои глин. Горизонт несогласно залегает на породах протвинского горизонта.
Нижний отдел. Серпуховской ярус. Серпуховские отложения в составе протвинского, стешевского и тарусского горизонтов развиты в пределах месторождения и представлены известняками с прослоями глин, мергелей, доломитов. Толщина отложений 66 - 86 м.
Визейский ярус. Окский надгоризонт. Веневский горизонт сложен толщей известняков органогенных с прослоями глин и мергелей. Толщина отложений 178 - 200 м.
Яснополянский надгоризонт. Тульский горизонт представлен глинами с прослоями песчаников и известняков. Толщина отложений 46 - 60 м.
Бобриковский горизонт. Сложен аргиллитами с прослоями песчаников. Толщина 21 - 45 м.
Маликовский надгоризонт. Представлен глинами с прослоями алевролитов. Толщина отложений 13 - 23 м.
Турнейский ярус. Чернышенский надгоризонт. Кизеловский горизонт. Сложен известняками органогенными. Толщина 28 - 32 м.
Черепетский горизонт. Представлен известняками органогенно-обломочными. Толщина 22 - 29 м.
Верхний отдел. Фаменский ярус. Верхнефаменский подъярус. Данковский горизонт. Сенновские слои. Сложены известняками с пластами доломитов. Толщина 109 - 142 м.
Зимовские слои. Известняки, в кровле мергели. Толщина 70 - 88 м.
Лебедянский горизонт. Состоит из переслаивающихся известняков, мергелей, аргиллитов. Толщина 106 - 122 м.
Нижний подъярус. Елецкий горизонт. Известняки, мергели, аргиллиты с прослоями доломитов. Толщина 96 - 119 м.
Задонский горизонт. Сложен аргиллитами с прослоями известняков. Толщина 45 - 57 м.
Франкский ярус. Верхнефранкский подъярус. Ливенский горизонт. Представлен известняками. Толщина 52 - 63 м.
Евлановский горизонт. Известняки с прослоями аргиллитов. Толщина 57 - 111 м.
Среднефранкский подъярус. Бурегский горизонт. Сложен доломитизированными известняками, мергелями, алевролитами. Толщина 85 - 170 м.
Семилукско-рудкинский горизонт. Ввиду недостаточного количества определений, резкой литологической изменчивостью пород, стратиграфическую границу между рудкинскими и семилукскими горизонтами не проводят. Эта толща литологически неоднородна. Рифовые органогенные известняки условно делят две пачки (сверху вниз).
Пачка А - верхняя. Сложена каверно-поровыми известняками нефтенасыщенными. Ниже располагаются органогенные известняки менее пористые, часто перекристаллизованные, которые относят к пачке Б. Венчает разрез пачка аргиллитов. По перефирии риф контактирует с песчано-глинисто-карбонатной толщей. Общая толщина 123 - 180 м.
Саргаевский горизонт. Известняки доломитизированные. Толщина 30 - 60 м.
Нижнефранкский подъярус. Кыновский горизонт. Аргиллиты. Толщина 120 - 115 м.
Пашийский горизонт. Представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Толщина 63 - 95 м.
Живетский ярус. Старооскольский горизонт. Мулинские слои. Аргиллиты с прослоями известняков. Толщина 52 - 85 м.
Ардатовские слои. Представлены аргиллитами. Выделяют два пласта известняков и один алевролитов. Верхний пласт известняков является маркирующим для Волгоградского Поволжья. Толщина 5 - 13 м.
Средний пласт алевролитов является нефтенасыщенным. Толщина 3,2 - 7,2 м. Третий пласт - известняки. Толщина 3,2 - 10,4 м. Общая толщина 80 - 103 м.
Воробьевские слои. Сложены алевролитами с песчаным пластом посередине. К ним приурочена залежь конденсата. Общая толщина пласта 112 - 116 м.
Эфельский ярус. Черноярский горизонт. Сложен аргиллитами. Толщина 23 - 36 м.
Мосоловский горизонт. Представлен известняками с прослоями битуминозных мергелей. Толщина 77 - 80 м.
Морсовский горизонт. Представлен мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами. Вскрытая толщина 145 м.
Ключевская площадь в региональном плане находится на юго-востоке Воронежской антиклизы, располагаясь в центральной части погребенного Коробковско-Кудиновского вала. Протяженность последнего составляет 100 км.
В разрезе осадочного чехла Ключевского месторождения намечается два основных структурных этажа, отличающихся друг от друга по своему строению.
Нижний структурный этаж включает отложения эйфельского, живетского, значительную часть франкского яруса (до воронежского горизонта).
В живетских отложениях на Ключевской площади фиксируется антиклинальная складка северо-восточного простирания размером 5,5 х 2,5 км, с амплитудой 17 - 20 м. Юго-восточное крыло и южная переклиналь поднятия более крутые с падением пород под углом 3 0 . На северо-западном крыле структуры породы наклонены незначительно. Далее через седловину наблюдается их подъем к западу (Западно-Ключевское поднятие). Северная переклиналь складки пологая.
По кыновскому горизонту произошло деление площади на два участка. Западная часть площади преобразовалась в структурный нос, а восточная через прогиб в положительную структуру малой амплитуды. На границе этих двух локальных элементов создались условия для формирования карбонатной органогенной постройки семилукско-рудкинского возраста.
Морфологически рифогенное тело выражено четко, крылья и переклинальные окончания его крутые. Размер рифа 1,6 х 1,3 км, амплитуда 56 м. Вверх по разрезу бурегские, воронежские отложения дислоцированы в антиклинальную складку. В плане риф представляет округло-вытянутую с севера на юг форму с двумя куполами. К верхней части биогерма приурочен (до недавнего времени) основной объект разработки на Ключевской площади. Верхний этаж включает интервал от нижнефранкских до конца каменноугольных.
По кровле ливенских отложений отмечается два небольших приподнятых участка с амплитудой 10 и 20 м и размерами по замкнутой изогипсе - 2420 м, 1 х 0,7 км каждое.
По кровле бобриковских отложений амплитуда поднятий сократилась до 10 м, размеры по изогипсе - 1750 м составили 0,75 х 0,5 и 0,75 х 0,75 км.
Структурная поверхность территории месторождения по кровле верейских отложений представляется в виде моноклинали с падением слоев на юго-восток, 65 м на 1 км в западной части площади и 15 м на 1 км на востоке.
По результатам испытания параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин изучена нефтегазоносность вскрытого разреза от бобриковских до мосоловских отложений.
Каменноугольные отложения опробованы в процессе бурения на каротажном кабеле (верейский, мелекесский горизонты) - притоков не получено. В обсаженных скважинах 14 и 363 был опробован бобриковский горизонт, откуда получен незначительный приток нефти с водой. Остальные отложения каменноугольной системы по заключению ГИС не представляют интереса.
Девонские породы опробованы в 11 стратиграфических подразделениях: из них в двух (семилукско-рудкинских и ардатовских) получены промышленные притоки нефти; в одном - воробьевском приток газа и конденсата; в трех (ливенских, воронежских и пашийских) отмечены нефтегазопроявления. В трех (саргаевских, мулинских и мосоловских пластах) коллекторов не установлено, при испытании притока не получено.
Залежь небольшого размера, не числящаяся на балансе объединения. Накопленная добыча нефти по залежи 32 тыс. т.
В воробьевском горизонте имеется залежь газа. Размеры залежи 1,5 х 4 км. Запасы выработаны, на балансе не числится.
По сотоянию на 1.01.99 г на балансе РГФ числятся запасы нефти семилукско-рудкинского горизонта (карбонатный и терригенный коллекторы). В пробной эксплуатации находится залежь нефти воронежского горизонта.
Нефтегазоносность залежи впервые была установлена в 1968 г при испытании скважины 304. ВНК был установлен по данным опробывания 4-х скважин и принят на отметке - 2723 м.
Продуктивность семилукско-рудкинских отложений приурочена к верхней части рифа, сложенной каверно-трещиновато-поровыми известняками. Средняя пористость принята 12 %, проницаемость 0,087 мкм 2 . Залежь разрабатывается на упруго-водонапорном режиме с системой ППД.
Геометрия залежи ограничена поверхностью биогерма и границей ВНК. В пределах контура выделяются 2 куполка, к ним приурочены самые большие эффективные нефтенасыщенные толщины (71,3 - 69,4 м), средневзвешенная толщина по площади составила 30,6 м. Размеры залежи в пределах ВНК 2,2 х 1,8 км, этаж нефтеносности 71 м. Покрышками служат алатырско-воронежская мергельно-известковая пачка пород. Из основных показателей разработки залежи семилукско-рудкинского горизонта Ключевского месторождения имеем накопленную добычу с начала разработки (по состоянию на 1.01.99 г) 1720330 т, газа 285880 тыс м 3 , воды 5840 тыс т при начальных балансовых запасах 4890 тыс т. Отнеся начальные балансовые запасы к накопленной добыче получим текущий коэффициент нефтеизвлечения по залежи 0,32. Текущая обводненность 65,8 %. Ввиду естественного обводнения скважин, работающих с семилукско-рудкинским горизонтом, намечается постепенный их перевод на вышележащий воронежский горизонт.
На месторождении пробурено 44 скважины, 27 из которых вскрыли залежь воронежского горизонта, а семь скважин оказались за пределами ее контура нефтеносности.
В ноябре 1994 г после полного обводнения скважины 372 на залежи семилукско-рудкинского горизонта произвели перфорацию эксплуатационной колонны и опробывание нефтяной залежи воронежского горизонта, где был получен фонтанный приток нефти из интервала 2711,1 - 2716,1 м, что позволило запасы нефти этой залежи отнести к категории С 1 и начать пробную эксплуатацию этой залежи.
В 1998 г продолжается перевод скважин после полного обводнения с семилукско-рудкинского на воронежский горизонт (скв. 360, 356, 363). Всего переведено 4 скважины.
Отложения воронежского горизонта пройдены большим количеством скважин, среднее расстояние между которыми 250 м, что позволило с большой долей достоверности проследить распространение коллекторов по площади и установить границы залежи.
Границы залежи контролируются антиклинальной складкой, возникшей как структура обтекания над органогенной постройкой семилукско-рудкинского возраста. Антиклинальная складка ориентирована с северо-запада на юго-восток и осложнена двумя куполами, разделенными неглубокой седловиной.
Залежь воронежского горизонта неполнопластовая сводовая повсеместно подстилается подошвенными водами. Размеры залежи на уровне водонефтяного контакта 2,0 х 1,0 км. этаж нефтеносности 31,8 м. Нефтенасыщенная толщина в своде залежи 29,4 м (скв 363). Коллектор карбонатный каверно-порового типа.
Положение ВНК устанавливалось по ГИС и результатам испытания. По ГИС среднее значение абсолютной отметки ВНК - 2534,7 м. По данным ИПТ верхним границам водонасыщеннх интервалов соответствуют абсолютные отметки: - 2538,7 в скв. 368, - 2540,3 в скв 352 и - 2542,7 в скв 14. В подсчет запасов принята абсолютная отметка - 2538,1 м, соответствующая нижним дырам интервала перфорации 2703,0 - 2708,0 (-2533,1 -2538,1 м) в скв 356, где получена безводная нефть. Площадь в пределах контура нефтеносности 189 тыс м 2 . Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина 10 м.
Пластовое давление определено в процессе испытания четырех скважин и равно 28,56 МПа. Режим залежи упруговодонапорный. Пористость по залежи изменяется в пределах 7 - 9 % до 17 - 18 %. Средневзвешенная величина пористости в целом по залежи, принятая в подсчет, составила 13 %, нефтенасыщенности 91 %. Средняя проницаемость 0,129 мкм 2 .
В настоящее время, в связи с тем, что степень изученности залежи воронежского горизонта позволяет отнести запасы к категории С 1 впервые произведен подсчет запасов с представлением их на 01.01.99 в ЦКЗ Министерства природных ресурсов России. Начальные балансовые запасы нефти по категории С 1 при принятых подсчетных параметрах составили 1262 тыс т. Начальные извлекаемые запасы определены в 252 тыс т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,2. Глубинная проба нефти не отбиралась. Все физико-химические свойства приняты по аналогии с нефтью воронежского горизонта Фроловского месторождения. Плотность нефти и объемный коэффициент по аналогии равны 814 кг/м 3 и 1,44 соответственно. Давление насыщения 12,07 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях 688 кг/м 3 . Вязкость нефти в пластовых условиях 0,53 мПа*с, в стандартных 4,1 мПа*с. температура застывания ниже минус 10 0 С. пластовая температура 77 0 С. Газовый фактор для подсчета запасов принят 168 м 3 /т. нефть малосмолистая, малосернистая малопарафинистая.
1.2 Состояние добычи нефти в Российской Федерации
По-прежнему остается открытым практический вопрос: сколько же Россия может добывать нефти? Также открыт и риторический: кто рискнет спрогнозировать эту добычу в среднесрочной и долгосрочной перспективе?
Уже два года, как Счетная палата РФ публикует ранее тайную цифру разведанных запасов нефти в России - 25,2 млрд тонн. Другое дело, что эта цифра почти ни о чем не говорит. Во-первых, об этом мало кто знает. Во-вторых, эта цифра относится к разведанным запасам, т.е. к советской геологической категории А+В+С1. Иначе говоря, согласно западной классификации ресурсов, это вовсе не доказанные запасы, а, значит, эта наконец-то открытая цифра относительно завышена - еще не известно, подтвердятся ли эти запасы на практике и стоит ли их рассматривать как готовые к добыче. Поэтому аналитики продолжают давать свои - сильно различающиеся - оценки доказанных запасов нефти в России - от 50 до 150 млрд барр. (от 6,8 до 20,5 млрд тонн).
До того, как оказаться в "Матросской тишине", Михаил Ходорковский старался убедить мировую общественность в том, что запасы нефти и газа в России сильно недооценены. Консервативные оценки этого показателя, принятые за рубежом, находятся в пределах 46,5-50,0 млрд барр. (6,3-6,8 млрд т). Однако, по мнению экс-главы ЮКОСа, такие скромные цифры объяснялись исключительно тем, что устаревшие правовые акты и бюрократические проволочки не позволяли провести переоценку нефтяных запасов, появившихся в последние восемь лет. Если же такая переоценка будет произведена, то доказанные нефтяные запасы взлетят до 150 млрд барр. (20,5 млрд т).
С такими ресурсами и добычу можно наращивать до уровней, которые еще недавно казались специалистам заоблачными. Например, авторы отчета Всемирного банка "Исследование транспорта и экспорта нефти в России" в 1997 году предсказали, что при самом оптимистическом варианте развития событий добыча нефти в России в 2005 году выйдет на уровень 6,7 млн барр./сутки (335 млн т в год), а в 2010 году - на уровень 7,0 млн барр./сутки (350 млн т в год). Но уже в прошлом (2004) году в России фактически добыли 9,23 млн барр./сутки (почти 459 млн т нефти и конденсата), а в конце минувшего года добыча превысила уровень 9,4 млн барр./сутки.
Что же касается прогнозов на более длительную перспективу, то по мнению того же М.Ходорковского, которое он высказал в начале февраля прошлого года на конференции в Хьюстоне, организованной американской Cambridge Energy ResearchAssociates, добыча нефти в России выйдет в ближайшие годы на уровень 9-10 млн барр./сутки (450-500 млн т в год) и удержится в этих пределах в течение 30 лет. Вырастет и производство газа - до 600-700 млрд м3 в год, причем газовых ресурсов в России хватит для поддержания такого уровня добычи на протяжении 50 лет.
До последнего времени многие западные эксперты придерживались гораздо более консервативных взглядов относительно российских нефтяных запасов. Так, компания BP, объявившая в 2003 году о сделке по созданию совместного предприятия с акционерами ТНК и в силу этого, вероятно, имеющая хорошее знание предмета, в своем статистическом отчете за 2003 год приводит цифру доказанных запасов нефти в России - 60,0 млрд барр. (8,2 млрд т), что эквивалентно 5,7% от общемировых запасов нефти, составляющих, по оценке компании, почти 1050 млрд барр. (143 млрд т). Несколько более низкую оценку, похожую на прежнюю оценку компании ВР, в начале 2003 года давал итальянский государственный концернENI - 48,573 млрд барр. (6,6 млрд т).
В близком диапазоне находятся оценки Всемирного энергетического совета и министерства энергетики США (USDepartment of Energy) - 46,5 млрд барр. и 48,6 млрд барр, соответственно на начало 2001 и 2002 годов. Не сообщало публично о пересмотре своей оценки российских запасов нефти и ЦРУ США (35 млрд барр. по состоянию на начало 1996 года).
Лишь в последние годы некоторые западные источники начали пересматривать свое отношение к российским запасам. Так, в конце 2002 года Всемирный банк обнародовал оценку российских запасов на уровне 87,6 млрд барр. Ян Уоллен, аналитик фирмыWood Mackenzie, заявил, что доказанные запасы России составляют 120 млрд барр., что позволяет стране довести добычу нефти до 9 млн барр./сутки и выше (или 450 млн т в год и выше) к 2010 году. Наконец, прописанное в Париже Международное энергетическое агентство в конце 2002 года выдало цифру доказанных запасов в России в 146 млрд барр.(20 млрд т).
Что же касается экспертов ОПЕК, то аналитики этой ассоциации плохо разбираются в нефтяной геологии России и склонны полагаться на чужие минимальные оценки ее запасов, которые не могут подорвать нынешнюю монополию ОПЕК, страны которой располагают, по последней оценке BP, свыше 880 млрд барр. доказанных запасов, или почти 77% общемировых запасов нефти.
Как видим, диапазон, в котором находятся современные оценки нефтяных запасов России, достаточно широк - от 46 до 150 млрд барр. Какие же цифры более достоверны? Оценки в районе 50 млрд барр. появились после того, как данные, соответствующие принятой в СССР системе классификации геологических ресурсов, стали предметом анализа со стороны зарубежных экспертов. После сравнения запасов по конкретным месторождениям на Западе пришли к выводу, что запасы по категориям A+B+C1примерно равны доказанным запасам по западной классификации, умноженным на коэффициент 0,7.
Оценки, более близкие к верхнему диапазону, стали результатом аудита нефтяных запасов, находящихся на балансе ведущих российских нефтегазовых компаний. Аудиторские проверки были проведены известными западными компаниями, такими как Millerand Lents или De Golier & MacNaughton, и дали более высокие цифры запасов, чем принятые ранее. Так, запасы пяти ведущих российских компаний (ЛУКОЙЛ, ЮКОС, ТНК, "Сургутнефтегаз" и "Сибнефть"), аудированные западными фирмами в 2000-2003 гг., достигают 46,3 млрд барр.
Вероятно, истина находится где-то посередине между двумя крайностями. Более умеренные взгляды, чем Ходорковский, высказывает Рэй Леонард, вице-президент ЮКОСа, отвечавший в компании за геологические исследования и новые проекты. Выступая в мае 2002 года на конференции в Упсале, Швеция, Леонард оценил российские запасы нефти в 12,2 - 14,3 млрд т. В октябре того же года, выступая в Центре глобальных энергетических исследований в Лондоне, он привел примерно такую же оценку доказанных нефтяных запасов - 90-105 млрд барр. Что заметно отличает его от оценки бывшего главы компании - 150 млрд барр.
Независимые эксперты полагают, что данные М. Ходорковского завышены. "Нефтяные компании, такие как ЮКОС, рассчитывающие на повышение капитализации, заинтересованы в том, чтобы быть оптимистами и прогнозировать более высокие запасы на долгие годы", - говорит профессор Александр Арбатов, заместитель председателя Совета по изучению производительных сил при Минэкономразвития и РАН. И продолжил: "… более пессимистические оценки запасов высказывают представители научных геологических учреждений, что тоже понятно, так как они испытывают потребность в бюджетном финансировании".
Вполне объяснимыми считают расхождения в оценках и представители Центра нефтегазового бизнеса. Ведь западные оценки строятся на цифре, которая фигурировала в советские времена, они ее для большей вероятности поделили на два. Никаких собственных исследований на территории России они не проводили. Это в полной мере относится и к ВР. Большего доверия заслуживают оценки Международного энергетического агентства, так как среди специалистов этой организации были эксперты из "Петроконсалтентс", которые хорошо разбирались в нефтяной геологии России и ближе всех стояли к источникам информации еще в советское время.
Однако и оценки главы ЮКОСа в 150 млрд барр. нуждаются в коррекции. Компания ЮКОС исходит из коммерческих интересов, борясь за высокую капитализацию, и поэтому представляет информацию, основываясь на предполагаемых месторождениях. А от предполагаемого до реального - пропасть. В настоящее время лучший способ оценить запасы нефти - суммировать доказанные и скорректированные на доказанные разведанные запасы всех крупных и мелких компаний. На этой основе получается цифра в 110 млрд барр., и она представляется наиболее вероятной и надежной, считают представители Центра нефтегазового бизнеса.
Другие исследователи предлагают свое толкование вопроса. Так, ведущий аналитик ИК "Тройка Диалог" Валерий Нестеров полагает, что в России сосредоточены запасы в объеме более 73 млрд барр. (10 млрд т). По оценке ABC1, говорит он, показатель запасов удваивается, но от этой методики в последнее время отходят. В Институте энергетических исследований, участвовавшей в разработке Энергетической стратегии РФ, придерживаются более оптимистических взглядов. Так, Ольга Елисеева, заведующая лабораторией Института, утверждает, что объем запасов нефти в России превышает 100 млрд барр.
В обилии приведенных оценок более всего поражает не только разброс данных в огромном диапазоне, но и отсутствие какого-либо подобия консенсуса среди экспертов, отошедших от консервативных позиций в отношении российских ресурсов. Цифры, высказываемые различными международными агентствами, достаточно равномерно распределяются в пределах от 46 до 150 млрд барр., что позволяет говорить об отсутствии общепризнанной методики для определения объема запасов и недостатке официальных данных, которые могли бы быть положены в основу для определения этого параметра.
Не беремся судить, насколько целесообразно в этой связи засекречивать официальные данные о ресурсах нефти (другие страны, наоборот, стремятся сделать эти цифры общедоступными), но для крупных зарубежных компаний, рассматривающих Россию в качестве объекта для инвестиций, отсутствие достоверных данных о запасах, несомненно, является дополнительным фактором риска при принятии решения о приобретении активов российской нефтяной компании.
Нормальной кратностью запасов (т.е. отношением доказанных запасов к текущей годовой добыче) считается 10-12 лет. Это отношение характерно для всех промышленно развитых нефтедобывающих стран. И оно говорит вовсе не о том, что через десяток лет нефти "там" больше не будет, а лишь о том, что нефтяные компании этих стран, что вполне логично, не хотят бесхозяйственно тратить деньги на дальнейшее наращивание своих запасов. Конечно, по последним данным компании ВР, общемировой показатель превышает 40 лет. Но здесь "уживаются" и почти 90 лет, характерные в целом для государств Ближнего и Среднего Востока; и около 80 лет, типичные для стран - членов ОПЕК. По данным той же компании, которая теперь дает доказанные запасы России на уровне 69,1 млрд барр. (9,5 млрд тонн) или 6 % мировых доказанных запасов, кратность запасов по России составляет более 22 лет. При этом та же компания считает, что добыча нефти в промышленно развитых странах обеспечена вдвое меньшими запасами - лишь на период немногим более 11 лет. Если взять за основу цифру доказанных запасов, которую дают эксперты Центра нефтегазового бизнеса (110 млрд барр, т.е. 5 млрд тонн) и применить к этой цифре кратность в 10 лет, то Россия уже сейчас могла бы добывать втрое больше нефти. Не 9,6 млн барр., а 30 млн барр. в сутки (т.е. не 450 млн тонн, а почти 1,5 млрд тонн в год). Однако все упирается в отсутствующие для этого рынки, ведь добыча нефти теперь объективно следует за тем, куда пойдут дополнительные поставки российской нефти или произведенных из нее нефтепродуктов. Зачем же нефтяным компаниям России развивать далее свой сырьевой потенциал? В настоящее время Россия добывает более 450 млн тонн нефти (включая конденсат) в расчете на год, хотя в конце 80-х годов добывала больше 570 млн тонн. По оценке ЦНБ, в 2010-2012 гг. Россия будет добывать свыше 600 млн тонн в год. Эти данные подтверждаются и планами нефтяных компаний России. Есть и другие оценки. Так, в октябре 2003 году консалтинговая компания "Тройка Диалог", обобщившая планы российских нефтяных компаний, пришла к выводу, что в 2010 году в России будет добываться не менее 10,9 млн барр. в сутки (или порядка 550 млн т в год) против примерно 470 млн т в год, прогнозируемых тогдашним министерством энергетики России. Нельзя не отметить также и то, что в рамках принятой сейчас Энергетической стратегии страны добыча в 2015---2020 гг. определяется я на уровне 450--520 млн тонн в год
Таблица 1 Прогноз добычи нефти российскими компаниями в 2005-2012 гг.
Рис.1 Энергетическая стратегия России. Прогнозы добычи нефти
Естественно, большая часть добытой нефти будет экспортирована и это окажет негативное воздействие на цены мирового рынка нефти. Вот почему эмиссары ОПЕК стремятся всеми силами включить Россию в состав этой ассоциации и заставить российские нефтяные компании добывать и экспортировать как можно меньше нефти. Но это им не удается сделать, потому что отрасль давно приватизирована, в России нет своей национальной нефтяной компании, которая могла бы сократить эти дополнительные поставки жидког
Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная работа по теме Причины и условия преступности как совокупность определенных факторов, обуславливающих совершение преступлений
Производственная Практика Отчет Коммерция
Курсовая работа: Инвентаризация товаров и тары
Эссе Моя Любимая Книга Детства
Реферат: Культура и традиции Болгарии
Напишите Сочинение Рассуждение Раскрывая Высказывания
Направления Всероссийского Сочинения
Реферат по теме Моя мала батьківщина: м. Миколаїв
Курсовая работа: Безопасное производство керамического кирпича. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа по теме 'Ретроспективные мечтатели' А. Бенуа, К. Сомов, Л. Бакст
Как Написать Рецензию На Диссертацию Магистра
Джеймс Уатт
Реферат по теме Пути повышения контроля за использованием бюджетных средств
Сочинения Егэ По Текстам Ильина
Курсовая работа: Нормы иностранного права в нотариальном деле
Доклад по теме Художественная летопись Москвы в картинах А.М.Васнецова
Контрольная Работа На Тему Аудиторские Проверки
Лекция: Случайные функции и случайные процессы. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Телесноориентированная психотерапия. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Результаты экспериментальной оценки эффективности применения баллиститного ракетного топлива в качестве сенсибилизаторов в эмульсионных ВВ
Экономико-географическая характеристика Туркменистана - География и экономическая география презентация
Инвентаризация - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Аудит фінансової звітності - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа