О ДОПУСТИМЫХ ОТКЛОНЕНИЯХ ФАКТИЧЕСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ОТ ПРОЕКТНОЙ
А. ЯНИН, ооо "ТЭРМ"
В последнее время проблема установления допустимых расхождений фактических и проектных показателей разработки нефтяных месторождений, в силу ряда известных причин, приобрела особую остроту. Однако в научно-технической печати эта проблема практически не обсуждается.
Цель статьи - установить рациональные отклонения только одного ключевого показателя разработки фактической добычи нефти от проектной, которые соответствовали бы современным условиям функционирования нефтедобывающей отрасли России, были бы приемлемы как для государства, так и для различных недропользователей, представляющих крупный, средний и мелкий бизнес.
Применяемым в настоящее время нормативам допустимых отклонений фактических показателей разработки от проектных [1, 2, 3, 4] присущи следующие серьезные недостатки:
- слабая обоснованность, а зачастую надуманность этих нормативов;
- чрезмерная и неоправданно "жесткая" минимизация величин отклонений;
- отрыв их от реальной практики нефтедобычи на месторождениях различных размеров, в особенности мелких;
- явное их несоответствие научно обоснованным погрешностям при подсчете запасов нефти [5, 6, 7], а также построении геолого-гидродинамических моделей месторождений УВ [8];
- нелогичность и необоснованный набор исходных параметров, берущихся за исходную базу при назначении нормативных отклонений (например, геологические запасы и т.д.).
Совершенно очевидно, что применяемые в отрасли нормативы отклонений требуют немедленного пересмотра и внесения информации об этом во вновь формируемые ключевые нормативные документы ("Правила разработки", "Правила охраны недр" и др.). Ныне действующие согласованные нормативы были приняты в период, когда еще не существовало системы (практики) наказания нефтедобывающих предприятий (НДП) за превышение допустимых отклонений, активно используемой контролирующими органами сейчас. Выходящий за пределы установленных отклонений недобор (перебор) проектной добычи нефти может стать основанием для известных неприятностей. В этих условиях назначение более объективных, реалистичных величин отклонений чрезвычайно актуально для нефтяной промышленности России. В противном случае, ЦКР "Роснедра" и региональные ТО ЦКР захлестнет (уже захлестывает) бумажный вал преждевременно пересоставляемых проектных документов, чего практика нефтедобычи и состояние разработки многих нефтяных месторождений не требуют.
Существуют четыре основных источника, санкционирующих величины отклонений фактических показателей разработки от проектных:
1. "Правила охраны недр", утвержденные Постановлением Госгортехнадзора РФ № 71 от 06.06.2003 г., устанавливают единое, максимально допустимое 10%-ное отклонение для всех видов нефтяных месторождений. Большинство специалистов-нефтяников считают, что указанная норма необоснованно ужесточена, нереалистична, никак не учитывает различие нефтяных месторождений по размерам, запасам, уровню добычи нефти, фонду скважин, стадиям разработки и т.д. Кроме того, эта необычайно "жесткая" норма была введена "сверху" в одностороннем порядке, без какого-либо обсуждения с представителями нефтяных компаний и согласования с ЦКР (бывшее Минэнергетики).
2. Нормативы допустимых отклонений, приведенные в протоколе ЦКР МЭ № 2995 от 29.05.2003 г. "О состояниях и мерах по совершенствованию проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", дифференцированы в зависимости от величины геологических* запасов месторождений следующим образом:
Геологические запасы нефти ** Допустимое отклонение Примерно соответствующие им расчетные извлекаемые запасы ** (оценка авторов статьи)
До 1 млн т ±15 % до 0,35 млн т
От 1 до 50 млн т ±12 % 0,35-17,5 млн т
От 50 до 100 млн т ±7 % 17,5-35,0 млн т
Более 100 млн т ±3 % более 35 млн т
По указанным нормативам имеются следующие принципиальные замечания:
А. Совершенно очевидно, что величина геологических запасов нефти (ни начальных, ни текущих) не может быть положена в основу при назначении допустимых отклонений фактических отборов нефти от проектных. На протяжении значительной части общего периода жизнедеятельности месторождения величины текущей добычи нефти и геологические запасы вообще плохо или никак не коррелируют друг с другом, т. е. это явно неудачный и неприемлемый базовый параметр для назначения отклонений.
* Начальных или текущих геологических запасов в протоколе ЦКР,
2003 г. не указано.
** При КИН = 0,35
Б. Спектр рассмотренных групп геологических запасов очень узок. Если для этих геологических запасов принять КИН = 0,35, то в одну четвертую группу в ранжировке ЦКР попадают одновременно средние, крупные и уникальные месторождения (по классификации НИЗ, принятой в ГКЗ). Таким образом, представленные группы месторождений по величине геологических запасов выделены явно неудачно.
В. Указанные нормативы ЦКР, 2003 г. также чрезмерно "жесткие" (особенно нереальны - ±3%) и часто ставят недропользователей, как крупных, так и мелких месторождений, в сложные условия. При годовой добыче, например, в 10 млн т/год допустимое ЦКР отклонение не превышает 300 тыс.т/год. Коридор отклонений при этом 9,7-10,3 млн т явно мал. Предприятие попросту не может работать в столь узком допустимом коридоре приемлемый период времени.
Г. Назначение предельных отклонений "дискретно", а именно, по четырем фиксированным группам, делает месторождения, находящиеся на границах групп ("сверху" и "снизу"), "неравноправными" по разрешенной абсолютной величине отклонения (в тыс. т).
Рассмотрим два месторождения "А" и "Б" с очень близкими запасами (при НГЗ, допустим, ~1 млн т) и практически одинаковой добычей нефти, находящиеся на стыке групп (с "разных сторон").
Из табл. 1 видно, что для месторождения "Б" с несколько (на 0,2 %) большей добычей нефти, чем по месторождению "А", допустимое отклонение (~12 тыс. т в абсолютном выражении) оказалось на 20% меньше, чем по месторождению "А" (~15 тыс. т) с меньшей добычей. Это несправедливо по отношению к недропользователю месторождения "Б" Имея большую годовую добычу нефти, он в то же время получает более узкий (по абсолютной величине) коридор отклонений. Это нонсенс, который, несомненно, следует устранить.
Отсюда следует весьма принципиальный вывод о том, что допустимые отклонения должны назначаться не "дискретно", "котловым" способом, по группам месторождений (обладающих различными запасами), а рассчитываться непосредственно для каждого месторождения на базе его конкретных характеристик.
3. В наиболее влиятельном нефтедобывающем районе страны ХМАО Тюменской области в течение 20032005 гг. действовал региональный предварительный стандарт ПС 153-39.0-147-2003 "Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО". Стандарт был введен приказом министра МЭ №246 от 21.06.2003 г. сроком на 2 года. Он предусматривал установление допустимых отклонений фактических показателей разработки от проектных по
Табл. 1.
Параметры Месторождения
"А" "Б"
НГЗ, млн т 0,999 1,001
Годовая добыча нефти, тыс. т/год
(при условном темпе отбора 10% от НГЗ) 99,9 100,1
Допустимое отклонение согласно протоколу ЦКР № 2995, % 15 12
Абсолютное отклонение в добыче нефти, тыс. т/год 14,985 12,012
месторождениям в зависимости от объема извлекаемых запасов нефти***:
Мелкие (до 15 млн т) - ±15 %;
Средние (15-60 млн т) - ±10 %;
Крупные (60-300 млн т) - ±5 %.
Указанные нормативы чуть более лояльны к недропользователям, но они также трудновыполнимы на практике, как и все рассмотренные.
Кроме того, привязка отклонений в добыче нефти к объему извлекаемых запасов малообоснованна, т.к. плохо сочетается с фактическими результатами эксплуатации многих нефтяных месторождений.
Эти нормы, применявшиеся в ХМАО на практике в 2003-2005 гг., сейчас не могут расцениваться как приемлемые и требуют пересмотра.
4. Наконец, наиболее свежий, санкционирующий отклонения протокол ЦКР "Роснедра" № 3362 от 21.04.2005 г. "О совершенствовании проектного обеспечения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", установил гораздо более реалистичную для нефтедобывающих компаний предельную норму отклонения фактических показателей от проектных на уровне ±20 %. Этот единый для всех месторождений норматив можно рассматривать как "меньшее из зол".
Но и эта норма должна быть пересмотрена, т.к. не учитывает колоссальных различий эксплуатируемых в России месторождений по размерам, запасам, текущим фактическим показателям, стадиям разработки и др.
Совершенно очевидно, что эта единая 20%-ная норма ставит в необоснованно привилегированное положение крупные и уникальные месторождения (Самотлор, Приобское и др.) за счет предоставления им чрезмерно широкого допустимого коридора технологических показателей. Например, для месторождения с годовой добычей нефти 20 млн т/год, допустимое согласно Протоколу ЦКР № 3362, отклонение по уровню годовой добычи нефти составляет ±4 млн т, при разрешенном "коридоре" уровней добычи от 16 до 24 млн т. С таким размахом Табл. 2. Варианты допустимых отклонений годовой добычи нефти от проектной (из различных источников)
Протокол ЦКР МЭ №2995 от 29.05.2003 г. Предложение Н.Я.Медведева* (ОАО "СНГ") Предложение Р. Р. Ибатуллина* (ОАО "ТатНИПИнефть") Согласно стандарту ХМАО ПС 153-39.0-147-2003
Геологические запасы, млн т Отклонение, ±% Текущие запасы, млн т Отклонение, ±% Запасы, млн т Отклонение, ±% Извлекае-мые запасы, млн т Отклонение, ±%
До 1 млн ±15 До 10 ±50 До 1 млн ±20
1-50 ±12 10 - 30 ±20 1 - 50 ±15 До 15 ±15
30 - 50 ±15
50-100 ±7 50 - 100 ±12 50 - 100 ±10 15 - 60 ±10
Более 100 ±3 Более 100 ±10 Более 100 ±5 60 - 300 ±5
*** Начальных или текущих извлекаемых запасов нефти в ПС, 2003г. - не конкретизировано *) Из выступлений на заседании ЦКР МЭ в г. Москве, 29.05.2003 г.
Табл. 3.
Объем НГЗ, млн т Погрешность определения НИЗ, %
До 10 35 - 25
От 10 до 50 25 - 10
От 50 до 300 10 - 5
Более 300 Нет данных
"свободного предпринимательства" вряд ли можно согласиться.
В то же время для мелких и очень мел
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.