Когда разрабатывать проект ликвидации последствий недропользования?
Обновления в Кодексе РК о недрах и недропользовании вызвали у недропользователей множество вопросов, особенно касающихся сроков и порядка разработки проекта ликвидации последствий недропользования.
Что такое ликвидация последствий недропользования?
Согласно п.2 ст.54 Кодекса, это комплекс мероприятий, направленных на приведение производственных объектов и земельных участков в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, а также охрану окружающей среды в порядке, установленном законодательством.
Ликвидация последствий недропользования по углеводородам проводится в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения предусмотренных законодательством РК экспертиз проектом ликвидации последствий недропользования (п.1 ст.126). В ЕПРКИН (пп.15 п.5) уточняется, что проект относится к техническим проектным документам, которые разрабатываются на основе базовых проектных документов.
Обновления в Кодексе РК о недрах и недропользовании вызвали у недропользователей множество вопросов, особенно касающихся сроков и порядка разработки проекта ликвидации последствий недропользования.
Что такое ликвидация последствий недропользования?
Согласно п.2 ст.54 Кодекса, это комплекс мероприятий, направленных на приведение производственных объектов и земельных участков в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, а также охрану окружающей среды в порядке, установленном законодательством.
Ликвидация последствий недропользования по углеводородам проводится в соответствии с утвержденным недропользователем и получившим положительные заключения предусмотренных законодательством РК экспертиз проектом ликвидации последствий недропользования (п.1 ст.126). В ЕПРКИН (пп.15 п.5) уточняется, что проект относится к техническим проектным документам, которые разрабатываются на основе базовых проектных документов.
👍4🔥2
В каких случаях требуется проект?
Ликвидация последствий недропользования производится в 3-х случаях (п.2 ст.126):
1) на участке недр, право недропользования по которому прекращено. Но сюда не входят случаи, когда компетентный орган уведомляет недропользователя о необходимости произвести консервацию участка недр для последующего его предоставления иному лицу (пп.2 п.4 ст.107) или уведомляет недропользователя о передаче участка недр в доверительное управление национальной компании в области углеводородов (пп.3 п.4 ст.107). Данное уведомление направляется не позднее чем за 2 месяца до истечения срока действия контракта на недропользование по завершении периода добычи (пп.1 п.5 ст.107). То есть получается, что для выполнения проекта ликвидации последствий недропользования или проекта консервации участка недр недропользователь должен ждать от компетентного органа уведомления минимум за 2 месяца до истечения срока действия его контракта.
2) на участке недр (его части), который (которую) недропользователь намеревается вернуть государству если решился уменьшить участок недр посредством возврата государству любой его части согласно ст.114;
3) на участке недр в случае возврата всего участка недр если недропользователь отказался от бурения скважины, предусмотренного программой работ контракта на разведку и добычу углеводородов на участке недр, не относящемся к сложным проектам согласно п.13-1 ст.123.
Когда нужно разрабатывать проект?
Лицо, право недропользования которого в отношении такого участка недр прекращено (пп.1 п.2 ст.126), а также недропользователь, заявивший о возврате всего участка недр (пп.3 п.2 ст.126), обязаны:
1) не позднее двух месяцев со дня прекращения права недропользования или подачи заявления об отказе от всего участка недр утвердить и представить для прохождения предусмотренных законодательством РК экспертиз проекта ликвидации последствий недропользования по углеводородам.
Что это значит?
Для разработки проекта ликвидации последствий недропользования или консервации участка недр недропользователь обязан ожидать уведомления от компетентного органа как минимум за 2 месяца до истечения срока действия контракта. После этого, в течение 2-х месяцев с момента прекращения права недропользования или подачи заявления об отказе от всего участка недр, необходимо разработать проект, утвердить его и представить на экспертизу, предусмотренные законодательством РК. Таким образом, у недропользователя есть всего 4 месяца для подготовки, утверждения и подачи проекта в государственные органы на экспертизы, касающиеся охраны окружающей среды, недропользования, промышленной безопасности, санитарно-эпидемиологического благополучия населения и регулирования земельных отношений (перечень из «Правил консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи УВ и добычи урана» от 22.05.2018 г.).
@nedrasolutions
Ликвидация последствий недропользования производится в 3-х случаях (п.2 ст.126):
1) на участке недр, право недропользования по которому прекращено. Но сюда не входят случаи, когда компетентный орган уведомляет недропользователя о необходимости произвести консервацию участка недр для последующего его предоставления иному лицу (пп.2 п.4 ст.107) или уведомляет недропользователя о передаче участка недр в доверительное управление национальной компании в области углеводородов (пп.3 п.4 ст.107). Данное уведомление направляется не позднее чем за 2 месяца до истечения срока действия контракта на недропользование по завершении периода добычи (пп.1 п.5 ст.107). То есть получается, что для выполнения проекта ликвидации последствий недропользования или проекта консервации участка недр недропользователь должен ждать от компетентного органа уведомления минимум за 2 месяца до истечения срока действия его контракта.
2) на участке недр (его части), который (которую) недропользователь намеревается вернуть государству если решился уменьшить участок недр посредством возврата государству любой его части согласно ст.114;
3) на участке недр в случае возврата всего участка недр если недропользователь отказался от бурения скважины, предусмотренного программой работ контракта на разведку и добычу углеводородов на участке недр, не относящемся к сложным проектам согласно п.13-1 ст.123.
Когда нужно разрабатывать проект?
Лицо, право недропользования которого в отношении такого участка недр прекращено (пп.1 п.2 ст.126), а также недропользователь, заявивший о возврате всего участка недр (пп.3 п.2 ст.126), обязаны:
1) не позднее двух месяцев со дня прекращения права недропользования или подачи заявления об отказе от всего участка недр утвердить и представить для прохождения предусмотренных законодательством РК экспертиз проекта ликвидации последствий недропользования по углеводородам.
Что это значит?
Для разработки проекта ликвидации последствий недропользования или консервации участка недр недропользователь обязан ожидать уведомления от компетентного органа как минимум за 2 месяца до истечения срока действия контракта. После этого, в течение 2-х месяцев с момента прекращения права недропользования или подачи заявления об отказе от всего участка недр, необходимо разработать проект, утвердить его и представить на экспертизу, предусмотренные законодательством РК. Таким образом, у недропользователя есть всего 4 месяца для подготовки, утверждения и подачи проекта в государственные органы на экспертизы, касающиеся охраны окружающей среды, недропользования, промышленной безопасности, санитарно-эпидемиологического благополучия населения и регулирования земельных отношений (перечень из «Правил консервации и ликвидации при проведении разведки и добычи УВ и добычи урана» от 22.05.2018 г.).
@nedrasolutions
👍6
Сложности разработки месторождений с ВВН: обоснование режимов эксплуатации и роль исследований (длиннопост)
Режимы эксплуатации добывающих скважин играют ключевую роль в оценке их потенциала и общей эффективности разработки месторождений. Именно на основе этих режимов в базовом проекте разработки закладываются уровни добычи углеводородов в соответствии с нормативно-техническим документом. Обоснование минимального забойного давления (Рзаб) становится особенно значимым при проектировании разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти (ВВН) на слабосцементированных терригенных пластах, где существует высокий риск заклинивания насосов из-за интенсивного выноса песка.
Недавно мною был рассмотрен базовый документ на разработку одного из крупнейших месторождении Казахстана с ВВН, где авторы проекта указали что режимом эксплуатации для добывающих скважин выбран «Pзаб ≤ Рнас, Рзаб.мин = 0,1-0,5 МПа». Необходимо отметить что для данного месторождения это был первый базовый документ после внедрения нового Кодекса 2017 года, где как раз данное условие было скорректировано на запрет эксплуатации добывающих скважин с Рзаб ниже Рнас если нет обосновании забойного давления относительно Рнас на основе данных специальных режимных исследований скважин.
Специальные режимные исследования скважин – это работы, направленные на определение оптимальных условий эксплуатации скважин с учетом забойного давления, факторов обводненности, газового и конденсатно-газового коэффициентов, а также допустимых депрессий, чтобы избежать разрушения породы. Они позволяют установить зависимости изменения продуктивности от снижения забойного давления ниже давления насыщения или начала конденсации.
Также известно, что в рамках старого ЕПРКИН была возможность снижения Рзаб ниже Рнас на месторождениях с высоковязкой, малопарафинистой, малогазированной нефтью «на минимально возможном уровне, независимо от давления насыщения нефти и газа» (п.91 старый ЕПРКИН 2015 года). Это скорей всего связано было с тем, что на таких месторождениях технологически невозможно было держать Рзаб выше Рнас, это привело бы к выходу из строя скважин. Этим преимуществом пользовались практические все месторождения с ВВН, в том числе и данный недропользователь, что и отразил в Технологической схеме (проектный документ до нового Кодекса). Когда наступило время составит первый базовый документ согласно новым требованиям Кодекса, оказалось, что это не так просто. Упущением было то, что авторы (в народе «институт») не смогли обосновать условия снижения Рзаб ниже Рнас, учитывая отсутствие проведенных специальных режимных исследований скважин и проведенных на промысле иных исследовании, направленных на доказательства возможности снижения Рзаб.
Со стороны недропользователя позиция выглядит оправданной. Опытные нефтяники понимают, что при сложных условиях добычи углеводородов, сопровождающихся высоким содержанием песка и риском обвалов, требуется стабильный приток продукции к насосу для обеспечения бесперебойной работы.
Что это значит?
В этом вопросе стоит отметить важную роль авторов проектных документов, ведь ни для кого не секрет, что у каждого недропользователя есть свой «институт», который осуществляет полное сопровождение разработки базовых документов для месторождений. Однако нельзя упускать из виду и ответственность самого недропользователя за предоставление исходных данных. Это особенно важно для обоснования режимов эксплуатации добывающих скважин на месторождениях с высоковязкой нефтью (ВВН), где Рзаб ниже давления насыщения (Рнас).
Подготовка таких данных является ключевым этапом перед подачей нового базового документа на рассмотрение в ЦКРР РК. Как недропользователи, так и «институты» должны понимать, что согласно п. 126 ЕПРКИН, проектный документ по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (залежей) обязан содержать обоснование забойного давления относительно давления насыщения нефти газом. Это обоснование должно быть основано на данных специальных режимных исследований скважин.
В противном случае эксплуатация скважин с
Режимы эксплуатации добывающих скважин играют ключевую роль в оценке их потенциала и общей эффективности разработки месторождений. Именно на основе этих режимов в базовом проекте разработки закладываются уровни добычи углеводородов в соответствии с нормативно-техническим документом. Обоснование минимального забойного давления (Рзаб) становится особенно значимым при проектировании разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти (ВВН) на слабосцементированных терригенных пластах, где существует высокий риск заклинивания насосов из-за интенсивного выноса песка.
Недавно мною был рассмотрен базовый документ на разработку одного из крупнейших месторождении Казахстана с ВВН, где авторы проекта указали что режимом эксплуатации для добывающих скважин выбран «Pзаб ≤ Рнас, Рзаб.мин = 0,1-0,5 МПа». Необходимо отметить что для данного месторождения это был первый базовый документ после внедрения нового Кодекса 2017 года, где как раз данное условие было скорректировано на запрет эксплуатации добывающих скважин с Рзаб ниже Рнас если нет обосновании забойного давления относительно Рнас на основе данных специальных режимных исследований скважин.
Специальные режимные исследования скважин – это работы, направленные на определение оптимальных условий эксплуатации скважин с учетом забойного давления, факторов обводненности, газового и конденсатно-газового коэффициентов, а также допустимых депрессий, чтобы избежать разрушения породы. Они позволяют установить зависимости изменения продуктивности от снижения забойного давления ниже давления насыщения или начала конденсации.
Также известно, что в рамках старого ЕПРКИН была возможность снижения Рзаб ниже Рнас на месторождениях с высоковязкой, малопарафинистой, малогазированной нефтью «на минимально возможном уровне, независимо от давления насыщения нефти и газа» (п.91 старый ЕПРКИН 2015 года). Это скорей всего связано было с тем, что на таких месторождениях технологически невозможно было держать Рзаб выше Рнас, это привело бы к выходу из строя скважин. Этим преимуществом пользовались практические все месторождения с ВВН, в том числе и данный недропользователь, что и отразил в Технологической схеме (проектный документ до нового Кодекса). Когда наступило время составит первый базовый документ согласно новым требованиям Кодекса, оказалось, что это не так просто. Упущением было то, что авторы (в народе «институт») не смогли обосновать условия снижения Рзаб ниже Рнас, учитывая отсутствие проведенных специальных режимных исследований скважин и проведенных на промысле иных исследовании, направленных на доказательства возможности снижения Рзаб.
Со стороны недропользователя позиция выглядит оправданной. Опытные нефтяники понимают, что при сложных условиях добычи углеводородов, сопровождающихся высоким содержанием песка и риском обвалов, требуется стабильный приток продукции к насосу для обеспечения бесперебойной работы.
Что это значит?
В этом вопросе стоит отметить важную роль авторов проектных документов, ведь ни для кого не секрет, что у каждого недропользователя есть свой «институт», который осуществляет полное сопровождение разработки базовых документов для месторождений. Однако нельзя упускать из виду и ответственность самого недропользователя за предоставление исходных данных. Это особенно важно для обоснования режимов эксплуатации добывающих скважин на месторождениях с высоковязкой нефтью (ВВН), где Рзаб ниже давления насыщения (Рнас).
Подготовка таких данных является ключевым этапом перед подачей нового базового документа на рассмотрение в ЦКРР РК. Как недропользователи, так и «институты» должны понимать, что согласно п. 126 ЕПРКИН, проектный документ по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (залежей) обязан содержать обоснование забойного давления относительно давления насыщения нефти газом. Это обоснование должно быть основано на данных специальных режимных исследований скважин.
В противном случае эксплуатация скважин с
👍3
забойным давлением ниже давления насыщения запрещена, что подчеркивает необходимость тщательной подготовки и взаимной ответственности всех сторон.
Что делать?
1) Недропользователям при пробной эксплуатации залежей необходимо провести специальные режимные исследования скважин, при отсутствии пробной эксплуатации предусмотреть такую программу исследовании в проекте разработки, так как согласно п.127 в проектном документе должна быть разработана «Экспериментальная программа исследовательских работ по определению рационального забойного давления в добывающих скважинах данного месторождения», выполнение которой должна контролироваться авторским надзором. До реализации и получения результатов данной программы, забойное давление следует поддерживать не ниже текущего давления насыщения.
2) Сопровождение необходимости проведения специальных режимных исследовании самими «институтами» для недропользователя от подготовки программ исследовании до их авторского надзора;
3) Сотрудничать с «институтом»: Необходимо тесное взаимодействие с авторами проектной документации, чтобы совместно разработать обоснования и учесть все аспекты, связанные с особенностями месторождения;
В итоге недропользователю совместно с «институтом» нужно разработать четкую аргументацию для представления в ЦКРР РК базового проектного документа, включающую результаты исследований или «Экспериментальную программу исследовательских работ…».
@nedrasolutions
Что делать?
1) Недропользователям при пробной эксплуатации залежей необходимо провести специальные режимные исследования скважин, при отсутствии пробной эксплуатации предусмотреть такую программу исследовании в проекте разработки, так как согласно п.127 в проектном документе должна быть разработана «Экспериментальная программа исследовательских работ по определению рационального забойного давления в добывающих скважинах данного месторождения», выполнение которой должна контролироваться авторским надзором. До реализации и получения результатов данной программы, забойное давление следует поддерживать не ниже текущего давления насыщения.
2) Сопровождение необходимости проведения специальных режимных исследовании самими «институтами» для недропользователя от подготовки программ исследовании до их авторского надзора;
3) Сотрудничать с «институтом»: Необходимо тесное взаимодействие с авторами проектной документации, чтобы совместно разработать обоснования и учесть все аспекты, связанные с особенностями месторождения;
В итоге недропользователю совместно с «институтом» нужно разработать четкую аргументацию для представления в ЦКРР РК базового проектного документа, включающую результаты исследований или «Экспериментальную программу исследовательских работ…».
@nedrasolutions
👍6
Важность правильного выбора системы разработки для месторождений на этапе проектирования базового документа
Интересный кейс рассмотрен мною недавно на одном газовом месторождении Казахстана.
Разработка газовых месторождений существенно отличается от освоения нефтяных и нефтегазовых залежей из-за специфики физико-химических процессов в резервуарах. Газовые коллекторы обладают высокими фильтрационными свойствами, что обусловлено минимальным сопротивлением движению газа в поровом пространстве.
По данному месторождению в 2019 году одним «институтом» в проекте разработки была заложена система разработки с интенсивным бурением добывающих скважин в количестве 14 ед., в том числе 2 горизонтальных, при извлекаемых запасах пластового газа 2,7 млрд.м3. В ходе разбуривания площади выявлено, что все 3 новые скважины, пробуренные за 5 лет проектного периода, оказались водоносными. В ходе интерпретации кривых ГИС подтверждается, что скважинами вскрыты зоны, выработанные в процессе разработки.
Также интересным фактом является выявленные в ходе промышленной разработки высокая пъезопроводность (350 см2/с), которая свидетельствует о значительной способности пласта быстро реагировать на изменения пластового давления. Данный факт был подтверждён синхронным поведением динамики показателей эксплуатации 5 добывающих скважин W1-W5 (Руст и дебиты газа) при одновременной остановке 3-х скважин в периферии (рис.1). Все скважины расположены на расстоянии около 1700 метров (рис.2).
Что это значит?
Наличие высокой пьезопроводности пласта меняет картину о рациональности выбора системы разработки в проекте разработки 2019г. При наличии таких эффективных коллекторов бурение большого количества проектных скважин, тем более горизонтальных отпадает.
Недропользователям крайне важно перед началом промышленной эксплуатации проводить газодинамические исследования, чтобы определить энергетический потенциал пласта. Это позволяет не только оптимизировать проектные решения, но и избежать излишних затрат на необоснованное бурение.
Однако во многих случаях такие исследования не выполняются из-за отсутствия мотивации и желания со стороны недропользователей провести пробную эксплуатацию с соответствующими промыслово-исследовательскими работами. Согласно п.4 ст.136 Кодекса и п.28 ЕПРКИН, необходимость проведения пробной эксплуатации определяется недропользователем, если данных для подсчета запасов и составления проекта разработки считается достаточным. На практике это упрощение часто используется для ускоренного перехода к этапу добычи без проведения необходимых исследований.
Данные упрощения идут на руки большинства недропользователей, которые пренебрегают проведением исследовательских работ для определения добывных возможностей объектов разработки и в спешке переходят на этап добычи. В результате базовый проект разработки месторождения не отражает полной картины долгосрочной эксплуатации, что приводит к нерациональному использованию ресурсов и повышенным экономическим рискам.
Интересный кейс рассмотрен мною недавно на одном газовом месторождении Казахстана.
Разработка газовых месторождений существенно отличается от освоения нефтяных и нефтегазовых залежей из-за специфики физико-химических процессов в резервуарах. Газовые коллекторы обладают высокими фильтрационными свойствами, что обусловлено минимальным сопротивлением движению газа в поровом пространстве.
По данному месторождению в 2019 году одним «институтом» в проекте разработки была заложена система разработки с интенсивным бурением добывающих скважин в количестве 14 ед., в том числе 2 горизонтальных, при извлекаемых запасах пластового газа 2,7 млрд.м3. В ходе разбуривания площади выявлено, что все 3 новые скважины, пробуренные за 5 лет проектного периода, оказались водоносными. В ходе интерпретации кривых ГИС подтверждается, что скважинами вскрыты зоны, выработанные в процессе разработки.
Также интересным фактом является выявленные в ходе промышленной разработки высокая пъезопроводность (350 см2/с), которая свидетельствует о значительной способности пласта быстро реагировать на изменения пластового давления. Данный факт был подтверждён синхронным поведением динамики показателей эксплуатации 5 добывающих скважин W1-W5 (Руст и дебиты газа) при одновременной остановке 3-х скважин в периферии (рис.1). Все скважины расположены на расстоянии около 1700 метров (рис.2).
Что это значит?
Наличие высокой пьезопроводности пласта меняет картину о рациональности выбора системы разработки в проекте разработки 2019г. При наличии таких эффективных коллекторов бурение большого количества проектных скважин, тем более горизонтальных отпадает.
Недропользователям крайне важно перед началом промышленной эксплуатации проводить газодинамические исследования, чтобы определить энергетический потенциал пласта. Это позволяет не только оптимизировать проектные решения, но и избежать излишних затрат на необоснованное бурение.
Однако во многих случаях такие исследования не выполняются из-за отсутствия мотивации и желания со стороны недропользователей провести пробную эксплуатацию с соответствующими промыслово-исследовательскими работами. Согласно п.4 ст.136 Кодекса и п.28 ЕПРКИН, необходимость проведения пробной эксплуатации определяется недропользователем, если данных для подсчета запасов и составления проекта разработки считается достаточным. На практике это упрощение часто используется для ускоренного перехода к этапу добычи без проведения необходимых исследований.
Данные упрощения идут на руки большинства недропользователей, которые пренебрегают проведением исследовательских работ для определения добывных возможностей объектов разработки и в спешке переходят на этап добычи. В результате базовый проект разработки месторождения не отражает полной картины долгосрочной эксплуатации, что приводит к нерациональному использованию ресурсов и повышенным экономическим рискам.
👍2
Что делать?
1. Недропользователям на этапе разведки необходимо проводить продолжительные исследовательские работы для обоснования продуктивности проектных скважин, что позволит заложить рациональную систему разработки с минимальными рисками ошибок (без бурения "лишних" скважин). Вполне вероятно что эти обязательства закрепятся в контракте на добычу, и внесение изменений в дальнейшем потребует значительных усилий и ресурсов;
2. Проектным организациям («институтам») следует избегать необоснованных требований, повышающих нагрузку на недропользователя, и строить прогнозы на основе достоверных данных, чтобы адекватно моделировать поведение месторождения и учитывать реальные условия эксплуатации.
В итоге недостаточное внимание со стороны недропользователей и чрезмерно оптимистичные подходы проектных организаций, а также переход к этапу добычи без проведения пробной эксплуатации, могут привести к разработке неточного и неэффективного базового проекта на разработку месторождения. Отсутствие должной подготовки и анализа повышает риск возникновения проблем, которые могли быть выявлены и устранены на стадии разведки, что негативно сказывается на долгосрочной устойчивости и рентабельности проекта.
@nedrasolutions
1. Недропользователям на этапе разведки необходимо проводить продолжительные исследовательские работы для обоснования продуктивности проектных скважин, что позволит заложить рациональную систему разработки с минимальными рисками ошибок (без бурения "лишних" скважин). Вполне вероятно что эти обязательства закрепятся в контракте на добычу, и внесение изменений в дальнейшем потребует значительных усилий и ресурсов;
2. Проектным организациям («институтам») следует избегать необоснованных требований, повышающих нагрузку на недропользователя, и строить прогнозы на основе достоверных данных, чтобы адекватно моделировать поведение месторождения и учитывать реальные условия эксплуатации.
В итоге недостаточное внимание со стороны недропользователей и чрезмерно оптимистичные подходы проектных организаций, а также переход к этапу добычи без проведения пробной эксплуатации, могут привести к разработке неточного и неэффективного базового проекта на разработку месторождения. Отсутствие должной подготовки и анализа повышает риск возникновения проблем, которые могли быть выявлены и устранены на стадии разведки, что негативно сказывается на долгосрочной устойчивости и рентабельности проекта.
@nedrasolutions
👍4👏2
Обязательна ли годовая детализация при расчетах технологических показателей в Проекте разработки месторождения УВ?
Всем, кто связан со сферой недропользования в области углеводородов, хорошо известно, что ключевым элементом любого Проекта разработки месторождения УВ являются расчеты технологических показателей для различных вариантов разработки с их технико-экономическим обоснованием (ТЭО).
Не все проектные институты понимают, что для корректного отображения динамики разработки показатели должны быть приведены по годам на весь срок разработки. Давайте разберем, почему это важно и какие последствия могут быть если не указать годы разработки.
В одном из базовых документов по возвратным объектам, извлекаемые запасы которых составляют около 10% от общего объема месторождения, показатели разработки были представлены без годовой детализации. Разработка этих объектов предполагалась через единичные скважины с переводом из основных объектов, при этом указывалась лишь последовательность годов ввода в эксплуатацию.
Более того, показатели разработки для возвратных объектов не были учтены при расчетах совокупных показателей месторождения, а также не прошли технико-экономическое обоснование (ТЭО). В результате, в прогнозный период эксплуатации месторождения 10% утвержденных ГКЗ РК извлекаемых запасов остались невостребованными.
Корректировка этих данных, упущенных авторами, потребовала бы повторного согласования проектного документа с контролирующими органами, что могло бы затянуть процесс его утверждения. Это, в свою очередь, грозило бы остановкой разработки месторождения или несвоевременным получением контракта на добычу (в случае первого базового документа).
Что это значит?
Подобные действия привели к тому, что на этапе проектирования недропользователь и проектный институт не обеспечили полноту извлечения полезных ископаемых из недр. Согласно подпункту 3) пункта 3 статьи 122 Кодекса о недрах и недропользовании РК, одним из требований в области рационального и комплексного использования недр при разведке и добыче углеводородов является обеспечение полноты извлечения полезных ископаемых.
Кроме того, пункт 4 статьи 122 Кодекса обязывает недропользователей при проектировании и проведении работ по разведке и разработке месторождений углеводородов соблюдать требования по рациональному и комплексному использованию недр, установленные данным Кодексом.
Также, согласно методическим рекомендациям по составлению Проектов разработки (2018 года), показатели разработки рекомендуется представлять по годам на весь срок разработки.
Что делать?
Недропользователям и проектным институтам при составлении Проектов разработки следует:
1. Указывать периоды по годам в таблицах технологических показателей разработки месторождения, как в проектной документации, так и в отчетах ТЭО КИН к подсчету/пересчету запасов;
2. Вовлекать все утвержденные ГКЗ РК промышленные извлекаемые запасы, за исключением объектов, требующих проведения мероприятий по доразведке и дополнительному изучению;
3. Учитывать все объекты разработки при расчетах совокупных показателей месторождения, чтобы обеспечить полноту извлечения утвержденных извлекаемых запасов.
@nedrasolutions
Всем, кто связан со сферой недропользования в области углеводородов, хорошо известно, что ключевым элементом любого Проекта разработки месторождения УВ являются расчеты технологических показателей для различных вариантов разработки с их технико-экономическим обоснованием (ТЭО).
Не все проектные институты понимают, что для корректного отображения динамики разработки показатели должны быть приведены по годам на весь срок разработки. Давайте разберем, почему это важно и какие последствия могут быть если не указать годы разработки.
В одном из базовых документов по возвратным объектам, извлекаемые запасы которых составляют около 10% от общего объема месторождения, показатели разработки были представлены без годовой детализации. Разработка этих объектов предполагалась через единичные скважины с переводом из основных объектов, при этом указывалась лишь последовательность годов ввода в эксплуатацию.
Более того, показатели разработки для возвратных объектов не были учтены при расчетах совокупных показателей месторождения, а также не прошли технико-экономическое обоснование (ТЭО). В результате, в прогнозный период эксплуатации месторождения 10% утвержденных ГКЗ РК извлекаемых запасов остались невостребованными.
Корректировка этих данных, упущенных авторами, потребовала бы повторного согласования проектного документа с контролирующими органами, что могло бы затянуть процесс его утверждения. Это, в свою очередь, грозило бы остановкой разработки месторождения или несвоевременным получением контракта на добычу (в случае первого базового документа).
Что это значит?
Подобные действия привели к тому, что на этапе проектирования недропользователь и проектный институт не обеспечили полноту извлечения полезных ископаемых из недр. Согласно подпункту 3) пункта 3 статьи 122 Кодекса о недрах и недропользовании РК, одним из требований в области рационального и комплексного использования недр при разведке и добыче углеводородов является обеспечение полноты извлечения полезных ископаемых.
Кроме того, пункт 4 статьи 122 Кодекса обязывает недропользователей при проектировании и проведении работ по разведке и разработке месторождений углеводородов соблюдать требования по рациональному и комплексному использованию недр, установленные данным Кодексом.
Также, согласно методическим рекомендациям по составлению Проектов разработки (2018 года), показатели разработки рекомендуется представлять по годам на весь срок разработки.
Что делать?
Недропользователям и проектным институтам при составлении Проектов разработки следует:
1. Указывать периоды по годам в таблицах технологических показателей разработки месторождения, как в проектной документации, так и в отчетах ТЭО КИН к подсчету/пересчету запасов;
2. Вовлекать все утвержденные ГКЗ РК промышленные извлекаемые запасы, за исключением объектов, требующих проведения мероприятий по доразведке и дополнительному изучению;
3. Учитывать все объекты разработки при расчетах совокупных показателей месторождения, чтобы обеспечить полноту извлечения утвержденных извлекаемых запасов.
@nedrasolutions
👍2🤮1
Публикации канала:
Пост 1. "Правовые аспекты переутверждения запасов углеводородов: анализ противоречий в нормативных актах"
Пост 2. "Гидродинамическая модель месторождения УВ: что говорит законодательство?"
Пост 3. "Когда разрабатывать проект ликвидации последствий недропользования?"
Пост 4. "Сложности разработки месторождений с ВВН: обоснование режимов эксплуатации и роль исследований (длиннопост)"
Пост 5. "Важность правильного выбора системы разработки для месторождений на этапе проектирования базового документа"
Пост 6. "Обязательна ли годовая детализация при расчетах технологических показателей в Проекте разработки месторождения УВ?"
Пост 7. "Расчет ликвидационных отчислении недропользователя в рамках базового документа и анализа разработки"
Пост 8. "Ограничение в 3 года: риски использования устаревшей проектной документации на строительство скважин"
Пост 9. "Ликвидация месторождений углеводородов: как сократить ежегодные ликвидационные отчисления"
Пост 10. "Низкорентабельные месторождения и альтернативный налог: как работает механизм"
Пост 11. "Иностранные технологии в нефтесервисе: где эффективность, а где иллюзия?"
Пост 12. "О проблемах лицензирования закачки сточных и попутно-добываемых вод за пределами «горного отвода»"
Пост 13. "Если степень выработки нефтяной оторочки превышает 60%: допустима ли добыча газа из газовой шапки?"
Пост 14. "Отказ от бурения независимой скважины по несложным проектам: условия применения и правовые ограничения?"
@nedrasolutions
Пост 1. "Правовые аспекты переутверждения запасов углеводородов: анализ противоречий в нормативных актах"
Пост 2. "Гидродинамическая модель месторождения УВ: что говорит законодательство?"
Пост 3. "Когда разрабатывать проект ликвидации последствий недропользования?"
Пост 4. "Сложности разработки месторождений с ВВН: обоснование режимов эксплуатации и роль исследований (длиннопост)"
Пост 5. "Важность правильного выбора системы разработки для месторождений на этапе проектирования базового документа"
Пост 6. "Обязательна ли годовая детализация при расчетах технологических показателей в Проекте разработки месторождения УВ?"
Пост 7. "Расчет ликвидационных отчислении недропользователя в рамках базового документа и анализа разработки"
Пост 8. "Ограничение в 3 года: риски использования устаревшей проектной документации на строительство скважин"
Пост 9. "Ликвидация месторождений углеводородов: как сократить ежегодные ликвидационные отчисления"
Пост 10. "Низкорентабельные месторождения и альтернативный налог: как работает механизм"
Пост 11. "Иностранные технологии в нефтесервисе: где эффективность, а где иллюзия?"
Пост 12. "О проблемах лицензирования закачки сточных и попутно-добываемых вод за пределами «горного отвода»"
Пост 13. "Если степень выработки нефтяной оторочки превышает 60%: допустима ли добыча газа из газовой шапки?"
Пост 14. "Отказ от бурения независимой скважины по несложным проектам: условия применения и правовые ограничения?"
@nedrasolutions
Telegram
Nedra&Solutions
Правовые аспекты переутверждения запасов углеводородов: анализ противоречий в нормативных актах
Многие разработчики базовых проектных документов сталкиваются с вопросом о необходимости достижения утвержденных Государственной комиссией по запасам Республики…
Многие разработчики базовых проектных документов сталкиваются с вопросом о необходимости достижения утвержденных Государственной комиссией по запасам Республики…
Nedra&Solutions pinned «Публикации канала: Пост 1. "Правовые аспекты переутверждения запасов углеводородов: анализ противоречий в нормативных актах" Пост 2. "Гидродинамическая модель месторождения УВ: что говорит законодательство?" Пост 3. "Когда разрабатывать проект ликвидации…»
Расчет ликвидационных отчислении недропользователя в рамках базового документа и анализа разработки
До сих пор продолжаются дискуссии между независимыми экспертами ЦКРР РК и авторами базовых документов и анализов разработки о том, какой методикой и подходом следует руководствоваться при определении ликвидационных отчислений недропользователей углеводородов. Эта обязательная мера была введена в рамках нового Кодекса о недрах и недропользовании 2018 года (пп. 7 и 9 ст. 126). Согласно положениям Кодекса, сумма обеспечения исполнения обязательств по ликвидации последствий разведки и добычи определяется в проекте разведочных работ или проекте разработки месторождения, исходя из рыночной стоимости соответствующих работ.
В процессе взаимодействия с «институтами» выяснилось, что существует несколько подходов к определению сумм ликвидационных отчислений. На мой взгляд, наиболее логичным и комплексным является метод, учитывающий все исходные данные, связанные с фактической ликвидацией месторождения.
Структура затрат на ликвидацию включает:
1. Расходы на ликвидацию скважин, демонтаж объектов наземной инфраструктуры и оснований островов, а также морских трубопроводов (при ликвидации морского месторождения в соответствии с п.4 ст.157 Кодекса) (+);
2. Затраты на техническую рекультивацию нарушенных земель (+);
3. Платежи за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, возникающие в процессе демонтажа, а также за утилизацию отходов (+);
4. Доходы от ликвидационных работ (-).
Подход к определению затрат:
1. Ликвидация скважин и объектов инфраструктуры (пункт 1):
Расходы определяются на основе сметных расчётов, рыночной стоимости или по формуле, учитывающей длительность операций и используемые материалы.
2. Техническая рекультивация (пункт 2):
Стоимость рассчитывается на основе площади и глубины рекультивируемых земель с учетом затрат на восстановление 1 м³ грунта (определяется из рыночных условий).
3. Платежи за выбросы и утилизацию отходов (пункт 3):
Расчёт ведётся в соответствии со ст.576 Налогового кодекса РК. Для упрощения можно использовать рыночные ориентиры или диапазон в пределах 3–5% от общей стоимости ликвидации.
4. Доходы от ликвидационных работ (пункт 4):
Доходы в основном формируются за счёт продажи металлолома и других материалов, пригодных для вторичной переработки.
Остаточная стоимость ликвидации рассчитывается как разница между общей суммой ликвидационных затрат, определенный выше и накопленными на момент подготовки базового документа ликвидационными отчислениями.
Согласно НТД-2018 по составлению Проектов разработки УВ, удельный норматив определяется делением остаточной стоимости ликвидационных отчислений на накопленный объем добычи за рентабельный период.
Расчет ежегодных отчислений на ликвидацию последствий недропользования определяется умножением годовой добычи УВ до окончания рентабельного периода разработки месторождения на удельный норматив и принятый коэффициент инфляции в проекте.
Данный метод учитывает все аспекты ликвидационных работ и позволяет максимально точно оценить финансовые обязательства недропользователя и снизить риски, связанные с недостаточностью резервов для ликвидации последствий разработки месторождений государством.
Узнать, когда нужно ликвидировать месторождение углеводородов, вы можете здесь.
@nedrasolutions
До сих пор продолжаются дискуссии между независимыми экспертами ЦКРР РК и авторами базовых документов и анализов разработки о том, какой методикой и подходом следует руководствоваться при определении ликвидационных отчислений недропользователей углеводородов. Эта обязательная мера была введена в рамках нового Кодекса о недрах и недропользовании 2018 года (пп. 7 и 9 ст. 126). Согласно положениям Кодекса, сумма обеспечения исполнения обязательств по ликвидации последствий разведки и добычи определяется в проекте разведочных работ или проекте разработки месторождения, исходя из рыночной стоимости соответствующих работ.
В процессе взаимодействия с «институтами» выяснилось, что существует несколько подходов к определению сумм ликвидационных отчислений. На мой взгляд, наиболее логичным и комплексным является метод, учитывающий все исходные данные, связанные с фактической ликвидацией месторождения.
Структура затрат на ликвидацию включает:
1. Расходы на ликвидацию скважин, демонтаж объектов наземной инфраструктуры и оснований островов, а также морских трубопроводов (при ликвидации морского месторождения в соответствии с п.4 ст.157 Кодекса) (+);
2. Затраты на техническую рекультивацию нарушенных земель (+);
3. Платежи за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, возникающие в процессе демонтажа, а также за утилизацию отходов (+);
4. Доходы от ликвидационных работ (-).
Подход к определению затрат:
1. Ликвидация скважин и объектов инфраструктуры (пункт 1):
Расходы определяются на основе сметных расчётов, рыночной стоимости или по формуле, учитывающей длительность операций и используемые материалы.
2. Техническая рекультивация (пункт 2):
Стоимость рассчитывается на основе площади и глубины рекультивируемых земель с учетом затрат на восстановление 1 м³ грунта (определяется из рыночных условий).
3. Платежи за выбросы и утилизацию отходов (пункт 3):
Расчёт ведётся в соответствии со ст.576 Налогового кодекса РК. Для упрощения можно использовать рыночные ориентиры или диапазон в пределах 3–5% от общей стоимости ликвидации.
4. Доходы от ликвидационных работ (пункт 4):
Доходы в основном формируются за счёт продажи металлолома и других материалов, пригодных для вторичной переработки.
Остаточная стоимость ликвидации рассчитывается как разница между общей суммой ликвидационных затрат, определенный выше и накопленными на момент подготовки базового документа ликвидационными отчислениями.
Согласно НТД-2018 по составлению Проектов разработки УВ, удельный норматив определяется делением остаточной стоимости ликвидационных отчислений на накопленный объем добычи за рентабельный период.
Расчет ежегодных отчислений на ликвидацию последствий недропользования определяется умножением годовой добычи УВ до окончания рентабельного периода разработки месторождения на удельный норматив и принятый коэффициент инфляции в проекте.
Данный метод учитывает все аспекты ликвидационных работ и позволяет максимально точно оценить финансовые обязательства недропользователя и снизить риски, связанные с недостаточностью резервов для ликвидации последствий разработки месторождений государством.
Узнать, когда нужно ликвидировать месторождение углеводородов, вы можете здесь.
@nedrasolutions
👍7🔥1
НТД-2025_Методика_ликв_отч_rev02.pdf
654.7 KB
Утвержденный МЭ РК нормативно-технический документ по методике расчета размера суммы обеспечения ликвидации последствий недропользования по углеводородам от 17.01.2025г
Ограничение в 3 года: риски использования устаревшей проектной документации на строительство скважин
Многие недропользователи в Республике Казахстан не осведомлены о том, что строительство скважины необходимо начать в течение трёх лет с момента утверждения проектной документации, такой как индивидуальные и групповые технические проекты (ИТП и ГТП). На эту проблему чаще всего обращают внимание только при проведении инспекционных проверок контролирующими органами, которые в последние годы стали происходить всё чаще.
В соответствии с пунктом 7.8 СН РК 1.02-03.2022 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектно-сметной документации на строительство», если строительство по утверждённой проектной документации не начато в течение трёх и более лет, такая документация признаётся устаревшей. Для её дальнейшего использования требуется проведение корректировки, повторной экспертизы и переутверждение в установленном порядке.
Этот нормативный документ относится к государственным стандартам в области архитектуры, градостроительства и строительства. Возникает закономерный вопрос: почему ИТП и ГТП, относящиеся к нефтегазовому сектору, подпадают под действие именно этого строительного норматива?
Согласно пункту 1 статьи 124 Кодекса РК «О недрах и недропользовании», обустройство месторождения включает строительство промысловых и иных объектов, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородов. А пункт 96 Единых правил рационального использования недр (ЕПРКИН) указывает, что технический проект обустройства месторождения составляется на основании проекта пробной эксплуатации, проекта разработки или анализа разработки месторождения и должен соответствовать требованиям уполномоченного органа в области строительства.
Таким образом, все технические проекты на строительство скважин являются частью технического проекта обустройства месторождения и подпадают под регулирование вышеуказанных строительных нормативов.
В этой связи настоятельно рекомендуется недропользователям не дожидаться проверок со стороны государственных инспекций, а заранее провести мониторинг актуальности ИТП и ГТП. Проектным институтам, сопровождающим НДО, следует оперативно обновить устаревшие проекты и при необходимости подготовить новые проекты на строительство скважин.
@nedrasolutions
Многие недропользователи в Республике Казахстан не осведомлены о том, что строительство скважины необходимо начать в течение трёх лет с момента утверждения проектной документации, такой как индивидуальные и групповые технические проекты (ИТП и ГТП). На эту проблему чаще всего обращают внимание только при проведении инспекционных проверок контролирующими органами, которые в последние годы стали происходить всё чаще.
В соответствии с пунктом 7.8 СН РК 1.02-03.2022 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектно-сметной документации на строительство», если строительство по утверждённой проектной документации не начато в течение трёх и более лет, такая документация признаётся устаревшей. Для её дальнейшего использования требуется проведение корректировки, повторной экспертизы и переутверждение в установленном порядке.
Этот нормативный документ относится к государственным стандартам в области архитектуры, градостроительства и строительства. Возникает закономерный вопрос: почему ИТП и ГТП, относящиеся к нефтегазовому сектору, подпадают под действие именно этого строительного норматива?
Согласно пункту 1 статьи 124 Кодекса РК «О недрах и недропользовании», обустройство месторождения включает строительство промысловых и иных объектов, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородов. А пункт 96 Единых правил рационального использования недр (ЕПРКИН) указывает, что технический проект обустройства месторождения составляется на основании проекта пробной эксплуатации, проекта разработки или анализа разработки месторождения и должен соответствовать требованиям уполномоченного органа в области строительства.
Таким образом, все технические проекты на строительство скважин являются частью технического проекта обустройства месторождения и подпадают под регулирование вышеуказанных строительных нормативов.
В этой связи настоятельно рекомендуется недропользователям не дожидаться проверок со стороны государственных инспекций, а заранее провести мониторинг актуальности ИТП и ГТП. Проектным институтам, сопровождающим НДО, следует оперативно обновить устаревшие проекты и при необходимости подготовить новые проекты на строительство скважин.
@nedrasolutions
👍7
Ликвидация месторождений углеводородов: как сократить ежегодные ликвидационные отчисления
В Методике расчёта ликвидационных отчислений недропользователя есть интересная деталь.
В формуле 1 раздела 3.4 присутствует вычет Дл, который расшифровывается как доход при проведении ликвидационных работ. Возникает вопрос - какие именно доходы могут быть получены в ходе таких работ?
Возможные источники дохода могут включать реализацию:
• демонтированного оборудования и металлолома;
• бывших в эксплуатации, но пригодных к использованию агрегатов, насосов, компрессоров, генераторов;
• углеводородов, оставшихся в трубопроводах, резервуарах или скважинах на момент ликвидации;
• кабелей, электрооборудования и блоков автоматики, пригодных для повторного применения;
• строительных материалов — плит, металлоконструкций, контейнеров, ёмкостей.
На практике же большинство разработчиков/авторов базовых документов по месторождениям углеводородов эту возможность игнорируют. Данная статья дохода редко учитывается при расчёте, хотя её включение может снизить ежегодные ликвидационные отчисления недропользователя. Пусть сумма таких доходов и кажется незначительной, но при системном и грамотном подходе они способны ощутимо уменьшить общие затраты на ликвидацию - а значит, и размер ежегодных платежей.
Какие ещё доходы, по вашему мнению, можно получить при проведении ликвидационных работ?
@nedrasolutions
В Методике расчёта ликвидационных отчислений недропользователя есть интересная деталь.
В формуле 1 раздела 3.4 присутствует вычет Дл, который расшифровывается как доход при проведении ликвидационных работ. Возникает вопрос - какие именно доходы могут быть получены в ходе таких работ?
Возможные источники дохода могут включать реализацию:
• демонтированного оборудования и металлолома;
• бывших в эксплуатации, но пригодных к использованию агрегатов, насосов, компрессоров, генераторов;
• углеводородов, оставшихся в трубопроводах, резервуарах или скважинах на момент ликвидации;
• кабелей, электрооборудования и блоков автоматики, пригодных для повторного применения;
• строительных материалов — плит, металлоконструкций, контейнеров, ёмкостей.
На практике же большинство разработчиков/авторов базовых документов по месторождениям углеводородов эту возможность игнорируют. Данная статья дохода редко учитывается при расчёте, хотя её включение может снизить ежегодные ликвидационные отчисления недропользователя. Пусть сумма таких доходов и кажется незначительной, но при системном и грамотном подходе они способны ощутимо уменьшить общие затраты на ликвидацию - а значит, и размер ежегодных платежей.
Какие ещё доходы, по вашему мнению, можно получить при проведении ликвидационных работ?
@nedrasolutions
👍6
Приказ о регулировании некоторых вопросов недропользования при проведении экологической экспертизы по разведке углеводородного сырья
👍2
Низкорентабельные месторождения и альтернативный налог: как работает механизм
В последнее время активно обсуждается вопрос применения альтернативного налога при разработке низкорентабельных месторождений. Однако возникает вопрос: каким образом данные условия могут быть применены на практике? В 2018 году, после введения соответствующей возможности, Правительством были утверждены Правила отнесения месторождения (группы месторождений, части месторождения) углеводородов к категории низкорентабельных, высоковязких, обводненных, малодебитных и выработанных и порядка налогообложения в части налога на добычу полезных ископаемых от 18 апреля 2018 года, регулирующие порядок применения альтернативного налогообложения.
Согласно этим Правилам, для признания месторождения (группы месторождений или части месторождения) низкорентабельным предусмотрены два основных критерия.
Критерий №1. Если уровень рентабельности равен или менее 0%, объект относится к категории низкорентабельных в соответствии с пунктом 11 Правил. Если же уровень рентабельности находится в диапазоне от 0% до 25%, то применяется Критерий №2.
Критерий №2. При уровне рентабельности свыше 0%, но менее 25%, месторождение может быть признано низкорентабельным при одновременном выполнении двух условий:
1) Выполнение хотя бы одного из следующих показателей:
- степень выработанности месторождения — 80% и более;
- обводненность — 85% и более;
- вязкость нефти — 200 мПа·с и более;
- средний дебит скважин менее 3 т/сут.
2) Годовой объем добычи углеводородов по месторождению (группе месторождений или части месторождения) не превышает 3 млн тонн.
Для удобства подготовил шаблон, позволяющий автоматически рассчитывать применимость условий альтернативного налога. Буду признателен за замечания и комментарии.
Благодарю А.С. за подачу идеи!
P.S. Данный пост выражает исключительно экспертное мнение на основе анализа нормативных актов РК и не является официальным толкованием.
@nedrasolutions
В последнее время активно обсуждается вопрос применения альтернативного налога при разработке низкорентабельных месторождений. Однако возникает вопрос: каким образом данные условия могут быть применены на практике? В 2018 году, после введения соответствующей возможности, Правительством были утверждены Правила отнесения месторождения (группы месторождений, части месторождения) углеводородов к категории низкорентабельных, высоковязких, обводненных, малодебитных и выработанных и порядка налогообложения в части налога на добычу полезных ископаемых от 18 апреля 2018 года, регулирующие порядок применения альтернативного налогообложения.
Согласно этим Правилам, для признания месторождения (группы месторождений или части месторождения) низкорентабельным предусмотрены два основных критерия.
Критерий №1. Если уровень рентабельности равен или менее 0%, объект относится к категории низкорентабельных в соответствии с пунктом 11 Правил. Если же уровень рентабельности находится в диапазоне от 0% до 25%, то применяется Критерий №2.
Критерий №2. При уровне рентабельности свыше 0%, но менее 25%, месторождение может быть признано низкорентабельным при одновременном выполнении двух условий:
1) Выполнение хотя бы одного из следующих показателей:
- степень выработанности месторождения — 80% и более;
- обводненность — 85% и более;
- вязкость нефти — 200 мПа·с и более;
- средний дебит скважин менее 3 т/сут.
2) Годовой объем добычи углеводородов по месторождению (группе месторождений или части месторождения) не превышает 3 млн тонн.
Для удобства подготовил шаблон, позволяющий автоматически рассчитывать применимость условий альтернативного налога. Буду признателен за замечания и комментарии.
Благодарю А.С. за подачу идеи!
P.S. Данный пост выражает исключительно экспертное мнение на основе анализа нормативных актов РК и не является официальным толкованием.
@nedrasolutions
👍4❤2🔥1
Иностранные технологии в нефтесервисе: где эффективность, а где иллюзия?
В последний год после усиления политики Правительства поддержки местных компании нефтесервисных услуг появились много зарубежных компании, которые начали предлагать свои «успешные технологии» недропользователям Казахстана. Один из кейсов стал поводом для написания этого поста.
Одна иностранная компания, совместно аффилированная с местной казахстанской компанией, начала продвигать технологию физико-химического воздействия на ПЗС, суть которой заключается в «создании газообразных продуктов в обсадной колонне и их последующем окислении в пласте для формирования термодинамического потенциала системы». По утверждению авторов, процесс достигается за счёт смешивания трёх компонентов и позволяет повысить температуру в призабойной зоне скважины до 500 °С, снижая вязкость нефти.
В качестве подтверждения эффективности был представлен анализ работ на одной скважине в Казахстане: на графиках действительно видно улучшение показателей и идет отличный прирост добычи. Однако при проверке информации выяснилось, что параллельно применялась иная технология, про влияние эффекта которой авторы умолчали, вводя потенциальных клиентов в заблуждение.
Соответственно сложно предположить, сколько зарубежных компании проходят через такое рассмотрение и получают зеленый свет для дальнейшего применения сомнительных технологии в Казахстане.
К счастью, сегодня подобные псевдотехнологии можно отсеивать: в национальной компании «КазМунайГаз» все разработки проходят проверку через программу «Система Центр ОПИ» в ТОО «КМГ Инжиниринг», однако это действует лишь для месторождений с участием КМГ.
Возможно, стоит внедрить аналогичную систему и на государственном уровне?
@nedrasolutions
В последний год после усиления политики Правительства поддержки местных компании нефтесервисных услуг появились много зарубежных компании, которые начали предлагать свои «успешные технологии» недропользователям Казахстана. Один из кейсов стал поводом для написания этого поста.
Одна иностранная компания, совместно аффилированная с местной казахстанской компанией, начала продвигать технологию физико-химического воздействия на ПЗС, суть которой заключается в «создании газообразных продуктов в обсадной колонне и их последующем окислении в пласте для формирования термодинамического потенциала системы». По утверждению авторов, процесс достигается за счёт смешивания трёх компонентов и позволяет повысить температуру в призабойной зоне скважины до 500 °С, снижая вязкость нефти.
В качестве подтверждения эффективности был представлен анализ работ на одной скважине в Казахстане: на графиках действительно видно улучшение показателей и идет отличный прирост добычи. Однако при проверке информации выяснилось, что параллельно применялась иная технология, про влияние эффекта которой авторы умолчали, вводя потенциальных клиентов в заблуждение.
Соответственно сложно предположить, сколько зарубежных компании проходят через такое рассмотрение и получают зеленый свет для дальнейшего применения сомнительных технологии в Казахстане.
К счастью, сегодня подобные псевдотехнологии можно отсеивать: в национальной компании «КазМунайГаз» все разработки проходят проверку через программу «Система Центр ОПИ» в ТОО «КМГ Инжиниринг», однако это действует лишь для месторождений с участием КМГ.
Возможно, стоит внедрить аналогичную систему и на государственном уровне?
@nedrasolutions
👍6