Легко Ли добыть нефть

ВЗД перед спуском

Красным цветом не бур (долото), а фрезер колонный конусный (ФКК-125), с его помощью будут фрезеровать (истирать) стенки обсадной колонны скважины в местах деформации (неровные стенки). Так он выглядит поближе

Принцип его работы прост:  место сужения проходит сначала коническая нижняя часть и по мере расширения цилиндрический корпус. При движении буровой колонны вниз зубья расширяют проходное сечение обсадной колонны. Технологическая жидкость (буровой раствор) подается по колонне буровых труб, проходит через полость и через промывочные отверстия, в которых установлены защитные втулки, подается между зубьями на коническую поверхность. Буровой раствор охлаждает место контакта зубьев фрезера колонного со стенкой обсадной трубы и обеспечивает вынос срезанного материала на поверхность. Защитные втулки предохраняют промывочные отверстия от абразивного износа и повышают надежность фрезера

Оператор матерится и кричит, потому что на него попала технологическая жидкость, в данном случае раствор нитрата кальция плотностью 1,5 г/см3, кот орый при попадании на ноку нестерпимо ее сушит, а попадание в глаза может вызвать даже снижение зрения.

Казалось бы, кинь трубу, поставь счетчик и бери, сколько нужно. Но газ сначала идет в цех подготовки газа (или газоперерабатывающий завод), который может быть за десятки километров, а только потом к конечным потребителям. Инфраструктура и затраты в разы больше. Почему так? А потому, что дьявол, как известно, кроется в деталях, а такой путь природного газа до потребителя – в составе газа.

Как я писал в предыдущей теме (Легко ли добыть нефть. Природный газ), в составе природного газа имеются горючие углеводородные компоненты, негорючие газы и вредные примеси. Также при добыче вместе с газом могут подниматься твердые частицы, например, песчинки. Они являются абразивом и, теоретически, могут истирать тело трубы.

Негорючих газов тоже разное количество, преимущественно это азот и благородные газы, чаще всего гелий. Если с азотом все понятно, его примесь просто не сгорает и уменьшает калорийность топлива, то тот же гелий – очень ценный компонент, который стоит дорого. Поэтому, несмотря на то, что его примесь, обычно, очень мала, его желательно отделять, что и делается. Например, газа нашего месторождения, ОНГКМ, содержит всего 0,055 % гелия, но эта концентрация относится к богатым гелийсодержащим газам, потому что в земной атмосфере его в тысячу раз меньше. Всего в недрах ОНГКМ содержится 461 миллион м3 гелия. И это не самый большой показатель, например, в том же Ковыктинском, которое начали разрабатывать, объем разведанных запасов категорий А+В+С1 — 3381 млн м3.

Оренбургский гелиевый завод

Могут ли негорючие газы влиять на транспортировку природного газа? Нет. Да, они могут снижать калорийность топлива, что, теоретически, может отразиться на работе газового оборудования, в первую очередь форсунок. Правда и газ может взаимозаменяем, есть такое понятие в газовой индустрии, отслеживаемое по нескольким параметрам. Важнейшим из них является число Воббе - объёмная теплота сгорания [т.е. сколько джоулей даст один кубометр газа], поделённая на корень из относительной плотности газа.

При подводе газов с разными числами Воббе к одной горелке газ с меньшим числом Воббе должен подводиться при большем давлении.
Но на транспортировку газа они никак не влияют. Более того, если газ имеет высокое число Воббе, чем это допускается регламентами, для снижения его удельной теплоты сгорания производят разбавление азотом.

В качестве примера рассмотрим допустимую теплотворность газа в Англии. На диаграмме зеленым пятном показано типичное качество газа в Англии, а желтой полосой – теплотворность сжиженого природного газа (СПГ)

Высокая энергетическая ёмкость сжиженного газа происходит от необходимости транспортировки на большие расстояния. Чтобы минимизировать потери, СПГ должен практически не содержать азота и других примесей. Поэтому сжижение газа подразумевает удаление примесей до уровня ниже используемого для других целей. Поэтому перед подачей поставщикам его разбавляют азотом в пропорции 2%-5% сразу в терминале регазификации, чтобы он был в удобном технологическом диапазоне.

Прейдем к вредным примесям. Это угарный газ и сероводород (Легко ли добыть нефть. Коварный сероводород). Угарный газ и сероводород – крайне нежелательный компонент сразу по двум причинам. Мало того, что они очень токсичный, но и вызывают сильнейшую коррозию, особенно сероводород. Взаимодействия с металлом приводит к появлению сульфида железа, а во влажной среде образуется атомарный водород, который попадает в металл и делает его хрупким. Поэтому при разработке месторождений, богатых сероводородом и монооксидом углерода требуется специальное оборудование, стойкое к сероводородной агрессии.

Рассмотрим углеводородные компоненты. Это алканы ряда С1-С6, кто учил школьную химию, тот помнит их названия: метан, этан, пропан, бутан, пентан и гексан.

Первым идет метан – CH4. Это основа природного газа, температура его кипения при нормальном давлении -161,58 С. Этан, С2Н6, кипит при -88,6 С. Как видим, эти газы можно транспортировать по трубе практически в любой точке мира, ну разве что за исключением Анарктиды, да и то не везде, потому что самая низкая температура на земле была зарегистрирована на нашей станции «Восток» - 89,2 С, в других местах Антарктиды немного «теплее». Но и тут, как говорится, не все однозначно, для этого необходимо одно условие – газ должен быть максимально сухим, иметь минимально допустимое количество водяного пара, так как алканы склонны создавать довольно стойкие твердые соединения с водой – газовые гидраты (подробнее читайте тут: Легко ли добыть нефть. Будем ли мы жечь газогидраты?)

Для образования газогидратов необходимо несколько условий – влага в капельном виде и определенный термодинамический режим в системе. Наличие воды в жидкой фазе хотя и является обязательным условием, но недостаточно для образования гидратов. Образование гидратов происходит при определенных температурах и давлениях и зависит от состава газа.

Давление, при котором образуются гидраты, будет зависеть от состава газа. Возможность гидратообразования увеличивается с повышением давления и понижением температуры газа. чем тяжелее газ, тем меньше давление и выше температура, при которых образуются гидраты.
Т. е. для транспортировки сырого газа из скважины (потому что он всегда содержит водяной пар) необходимо соблюдать два условия: либо подогревать трубу, либо поддерживать низкое давление, только непонятно, как при таком давлении транспортировать газ на большие расстояния. Поэтому перед перекачкой газа всегда его максимально отделяют от водяного пара.

Кроме того, этан является очень ценным сырьем для химической промышленности, поэтому желательно проводить деэтанизацию газа, чем сжигать сырье для производства пластмасс.

Если взять более тяжелые углеводороды, то темпера конденсации их еще выше, например, пропан кипит уже при -42 градуса, т. е. на Севере, в местах его добычи зимой он уже будет превращаться в жидкость и подвергаться гидратации. Бутан же конденсируется при нормальном давлении уже всего при -0,5 С. А пентан и гексан в нормальных условиях вообще являются летучими жидкостями и их используют для производства легких нефтепродуктов.
В следующей части будет описан процесс подготовки природного газа

Также метан входит в состав твердых газовых гидратов, в котором его гораздо больше, чем свободного природного газа. Правда разработка таких гигантских запасов сильно затруднена и, по крайней мере на текущий момент, невыгодна. (Легко ли добыть нефть. Будем ли мы жечь газогидраты?)

Метангидратные отложения в трубе

Природный газ – это смесь легких летучих предельных углеводородов (алканов), а также негорючих газов и вредных примесей.

Основным компонентом природного газа является метан (CH4) – его содержание варьируется в диапазоне 70 - 98%.

Кроме него в состав могут входить более тяжелые насыщенные газообразные углеводороды – гомологи метана: этан, пропан, бутан, а также пентан и гексан, которые в нормальных условиях являются жидкостями

Различные углеводороды имеют разное применение. Метан используется как энергоноситель, этан - ценное сырье для химической промышленности, пропан преимущественно используется в качестве моторного топлива в СУГ -сжиженый углеводородный газ, пропан-бутановая смесь (не стоит путать со сжиженым природным газом, основа которого - метан). Бутан используют в качестве моторного топлива и немного в промышленности, а пентан и гексан (их смесь называется газолин, петролейный эфир) раньше использовались как светильный газ, а сейчас идет в жидкое моторное топливо.

Помимо углеводородной составляющей, природный газ может содержать неорганические газообразные соединения: водород, углекислый газ азот инертные газы (преимущественно гелий)

К вредным примесям относятся вещества, осложняющие добычу и переработку газа, в основном это сероводород и угарный газ.

В зависимости от состава углеводородов газ может быть сухой, полужирный и жирный. Жирность газа определяется содержанием пропана и бутана и более тяжелых углеводородов, которых еще называют ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов. Если их содержание не превышает 2%, то газ сухой, 2-5% - полужирный, больше пяти процентов – жирный. В чисто газовых месторождениях газ сухой, а полужирный и жирный добывают в газоконденсатных и нефтяных месторождениях (попутный газ).

Природный газ сам по себе не обладает никаким запахом. В природных условиях запах ему могут придавать сероводород или природные меркаптаны. В бытовой газ добавляют одоранты, обладающие очень резким и сильным запахом в минимальных концентрациях, например, этилмеркаптан.

Природный газ гораздо легче воздуха, если есть утечка – садитесь ниже и открывайте окно. Но вот если у вас автомобиль с газобаллонным оборудованием, то при утечке лезьте наверх, основа этого моторного топлива: пропан-бутановая смесь, которая тяжелее воздуха

Особенно опасна смесь природного газа с воздухом в концентрации 1:9, она наиболее легковзрываема.

Существует две теории происхождения природного газа: минеральная и биогенная. По минеральной теории, углеводороды образуются в результате химической реакции глубоко в недрах нашей планеты из неорганических соединений под действием высоких давлений и температур. Далее вследствие внутренней динамики Земли, углеводороды поднимается в зону наименьшего давления, образуя залежи полезных ископаемых, в том числе газа. (Легко ли добыть нефть. Откуда есть пошла нефть и газ. Часть-2)

Согласно биогенной теории, природный газ образовался в недрах Земли в результате анаэробного разложения органических веществ растительного и животного происхождения под действием высоких температур и давлений. Несмотря на продолжающиеся споры относительно происхождения углеводородов, в научном сообществе выигрывает биогенная теория. (Легко ли добыть нефть. Откуда есть пошла нефть и газ. Часть-1)

Но не смотря на то, какая теория верна, природного газа на земле, даже традиционного, еще очень много. Еще не так давно считалось, что мировые запасы нефти и газа должны исчерпаться уже в начале XXI века. Например, об этом писал в 1965 году авторитетный американский геофизик Хабберт, который ввел впервые понятие «пик нефть» и «пик газа». Под этим понимается максимальное мировое производство нефти, газа (и любого другого невосполняемого ресурса), которое было или будет достигнуто, и за которым последует спад добычи.

Согласно расчётам Хабберда, максимальная добыча газа должна была произойти в начале этого века и достигать 250 миллионов эквивалентов баррелей нефти. Однако, к счастью или сожалению, он ошибся в расчетах и сейчас добыча в год составляет свыше 300 миллионов эквивалентов баррелей нефти, и пика пока не видно.

В следующей части я напишу, почему добытый газ нельзя качать от скважины прямо к потребителям и про первичную подготовку газа.

Добыча газа колеблется по годам, но ни разу за последние десять лет она не падала ниже 630 миллиардов кубических метров. Последние два года добывали свыше 700 миллиардов куб. м, что является абсолютным рекордом. Хотя в этом году возможно и более сильное падение, за первых три месяца этого года добыли на 6% газа меньше, чем в прошлом году

Добыча газа ведется неравномерно по округам и регионам. Лидером является Уральский ФО, в нем добывают 86,2% всего российского газа. Находящийся на втором месте Дальневосточный ФО добывает всего 4,8%. Но потенциал этого округа, а также Сибирского, гораздо выше, и с построением «Силы Сибири» и Амурского ГПЗ добыча в нем будет расти. Меньше всего добывают газа на Северном Кавказе, всего 0,5 миллиарда метров кубических, 0,07 процента от всего российского газа

Запасы и добыча газа по регионам также неравномерна. Всего добыча ведётся в 29 регионах. Несомненным лидером является ЯНАО. На его добычу приходится 4/5 всего голубого топлива, добываемого в стране. Также много добывают газа на шельфе Баренцева и Карского моря, а в Европейской части - в Астраханской и Оренбургской области

Крупнейший российский газовый холдинг «Газпром» в 2019 году добыл 500,3 млрд кубов, увеличив прошлогодний результат на 0,5%. Крупнейший же независимый производитель газа НОВАТЭК поработал на 8,6% лучше, чем в 2018 году. Он добыл 74,7 млрд м3 против 68,81 млрд м3 годом ранее.

Из вертикально интегрированных нефтяных компаний наибольшие объемы «голубого топлива» в 2019 году добыли НК «Роснефть» - 44,05 млрд куб. м, «Газпром нефть» - 20,7 млрд куб. м, «ЛУКОЙЛ» - 20,5 млрд куб., «Сургутнефтегаз» - 9,63 млрд куб. м, «РуссНефть» - 2,36 млрд куб. м, «Славнефть» - 956,7 млн куб. м, «Татнефть» - 967,75 млн куб. м, «Башнефть» - 656,79 млн куб. м.

Суммарный экспорт природного газа из России в 2019 году составил 259,4 млрд куб. м, увеличившись на 6,8% или 16,4 млрд куб. м к 2018 году. На экспорт было направлено 35% от всего добытого газа. Кстати, уже четвёртый год подряд происходит обновление исторического максимума. Пиковый показатель СССР составлял 109 млрд куб. м и был достигнут в 1990 году.

Сейчас Россия занимает первое место в мире по общему экспорту газа. За нами - Катар, Норвегию и США. По экспорту СПГ Россия по итогам 2019 года поднялась на четвёртое место, уступая только Катару, Австралии и США. Относительно 2018 года производство сжиженного газа выросла сразу на 47,7%, составив 29,5 млн тонн. Сейчас наша страна обеспечивает порядка 20% поставок СПГ на глобальном рынке.

Экспорт природного газа по трубопроводам в 2019 году составил 219,9 млрд куб. м, снизившись на 0,3% или 0,6 млрд куб. м к абсолютному рекорду 2018 года. Экспорт сжиженного природного газа в 2019 году достиг очередного рекорда в 29 млн т, увеличившись на 76% или 12,54 млн т к 2018 году, в объёмном выражении это 39,4 млрд куб. м.

Добыча нефти ведется в 34 регионах России, но сосредоточена крайне неравномерно.

Основа российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Главный регион – ХМАО. Но в ХМАО большинство месторождений сильно истощены, поэтому добыча нефти в нем медленно, но стабильно снижается. Сорок лет назад в нем добывали 60 % всей нефти РСФСР, но в прошлом году в нем добыли 51% российской нефти.

Второй регион по объемам добываемой нефти – ЯНАО. Добыча нефти в нем относительно невелика, в прошлом году добыли почти 9% всей нефти, но в добыче газа это лидер, который вырывается на корпус вперед – свыше 80% всего нашего газа добывают именно там.

Следующий район нефтедобычи – это «второй Баку». Так называют Урало-Поволжье, добывать нефть в котором начали еще до войны, в тридцатых годах. Здесь имеются два лидера: Татарстан и Оренбургская область, которые попеременно разделяют третье и четвертое место по нефтедобыче. В прошлом году пальма первенства безоговорочно принадлежала Татарстану, там добыли 37 миллионов тонн нефти.

Очень хорошим потенциалом обладает Астраханская область, только на шельфе Каспийского моря имеется порядка миллиарда тонн, но ввиду того, что добыча там сопровождается большими сложностями (много сероводорода, большие глубины, трудности морской добычи) добыча ведется там довольно медленно, порядка 6-7 миллионов тонн ежегодно.
Также неплохо ведется добыча в Самарской области и Башкортостане, в других регионах добыча ниже (Удмуртия, Чувашия, Пермский край).

Третьим районом добычи нефти является Тимано-Печерская нефтегазносная провинция. Добыча там осуществляется в двух регионах: Республике Коми и находящемся за полярным кругом в сложных погодных условиях – Ненецком автономном округе (НАО). Если добыча нефти в Коми достигла пика в 1980-х годах, то в НАО добыча начала развиваться только в 1990-х годах из-за прихода иностранных инвесторов в рамках соглашения о разделе продукции. В Тимано-Печоре добывается 5,5% от добычи в стране.

Самым старым районом нефтедобычи в России является Сереный Кавказ, где добыча нефти ведется более ста лет. В результате добыча в нем совсем невелика, не более 0,3% всей добычи, в основном в Краснодарском крае и Ставрополье, а в Чечне, Ингушетии и Дагестане добыча нефти снизилась до нескольких сотен тонн. Знаменитые некогда Грозненские промыслы, к которым рвался Гитлер, дают всего 202 тонны нефти в день. Примерно такая же ситуация в Калмыкии, правда там объемы добываемой нефти всегда были невелики.

Наиболее же молодым регионом по добыче нефти является Восточная Сибирь и Дальний восток. Месторождения были открыты там давно, но ввиду труднодоступности района и практически полного отсутствия инфраструктуры добыча велась в промышленных масштабах только на Сахалине. Но после распада СССР у нас появился новый друг –Китай с его огромным рынком. В результате была распечатана эта кубышка. В 1990-х гг. началась добыча нефти на шельфе Сахалина – проекты СРП Сахалин 1,2 (позже – 3). С 2010-х гг. добыча стала активно развиваться в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии, откуда нефть преимущественно экспортируется в азиатские страны (Китай, Япония, Корея) по трубопроводу ВСТО. В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока добывается 13,5% нефти, больше всего – на Ванкорском месторождении Красноярского края. Большие запасы нефти и близость азиатских рынков сбыта делает восточные регионы самыми перспективным для развития нефтедобычи.

За период с 1980 г. по 2000 г. добыча нефти в России сократилась на 40%, преимущественно за счёт падения добычи в ХМАО, Татарстане и Башкирии. С 2000 г. по 2019 г. произошло как частичное восстановление добычи в старых нефтедобывающих регионах, так и начало добычи на востоке страны. Это позволило вплотную приблизиться к советскому рекорду 1983 года – 563 млн тонн. При этом можно было превысить и эти показатели, но объемы добычи нефти сдерживались картельным соглашением в рамках ОПЕК+

https://notboringeconomy.ru/kakie-kompanii-i-v-kakih-regiona...

В результате длительной работы скважины в контуре питания обязательно происходят процессы, которые снижают дебит скважины. Во-первых, происходит кольматация (загрязнение) пор пласта, в результате чего снижается проницаемость пласта. Во-вторых, происходит снижение содержание нефти в зоне питания, происходит ее обводнение, в результате чего резко снижается подвижность нефти, а при обводненности около 80% нефть вообще теряет подвижность. Но самое опасное – это появление конусов обводнения - локального поднятия поверхности подошвенной воды при эксплуатации скважине в нефтяных и газовых залежах. В результате вода прорывается в скважину и нефти уже не видать или ее будет очень мало, хотя ее еще много вокруг скважины.

Конус обводнения и его формирование

Если не помогает ни один из перечисленных выше методов повышения нефтеотдачи, то прибегают к гораздо более затратному – забуриванию бокового ствола. Она заключается в том, что в определенном участке скважины (напротив продуктивного пласта), пробуривают новый, горизонтальный ствол, которые может тянуться на сотни метров. Пятьсот метров – это вполне себе норма, а вовсе не исключение. В результате в работу вовлекаются ранее не используемые участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы, извлечь которых ранее не представлялось возможности. По сути боковой ствол позволяет заменить уплотнение скважины, при этом существенно снижаются затраты, иной раз в разы, чем при бурении скважины с нуля. Если учесть, что бездействующий фонд скважин исчисляется десятками тысяч, то технология ЗБС позволяет восстановить работу многих месторождений без организации большого бурения.

Теперь о технологии. Перед бурением бокового ствола на скважину заезжает бригада капитального ремонта скважин, чтобы провести подготовительные работы. Проводят глушение скважины, извлекают оборудование, после чего проводит работу геофизическая партия. Она точно определяет глубину пласта для разработки. После этого бригада КРС спускает пакер и устанавливает цементный мост, отсекая часть неиспользуемого ствола скважины. Также проводят опрессовку эксплуатационной колонны для выяснения негерметичности, так как ЗБС необходимо делать только в скважине с герметичной колонной (хотя бы по регламенту).

После этого бригада КРС съезжает и заезжает бригада ЗБС со специальной мобильной буровой установкой для ЗБС типа МБУ-160 (140, 125) производства Кунгурского машиностроительного завода или ее аналога. Теоретически боковой ствол может забурить и бригада КРС, но я никогда про это не слышал, не слишком приспособлен подъемник для этого, да и квалификации для этого нет.

Установка для ЗБС

Сначала скважину обследуют геофизики, потом шаблонами и печатями (часто это делает КРС), выбирают место для забуривания ствола. После чего начинают бурение. Его могут вести двумя способами:

1. Вырезают участок обсадной трубы и в этом месте начинают боковой ствол. Берут расстояние между муфтами обсадных колонн, это и легче, и меньше влияет на прочность колонны. Сейчас применяется редко.

2. Бурят с помощью отклоняющего клина

К сожалению (или счастью) я не работал в бурении, поэтому про горизонтальное бурение знаю только теоретически, поэтому предоставляю слово @Akumba, который писал про наклонно-направленное бурение, думаю при забуривании бокового ствола применяются сходные технологии (Как добывают нефть.Наклонно направленное бурение)
Можно также посмотреть видео, правда качество оставляет желать лучшего

Если пласт низкопроницаемый, то часто забуривание бокового ствола совмещают с гидроразрывами пласта вдоль него, что приводит к увеличению зону питания скважины. Такая технология называется Fishbones – рыбья кость. Центральный ствол с трещинами от ГРП напоминает позвоночник рыбы, отсюда и название

Модель Fishbones

После этого все происходит как после пробуривания и освоения новой скважины. Разница только в том, что на горизонтальных скважинах не используют штанговые насосы (известные станки-качалки), а при спуске электроцентробежного насоса используют специальные протекторы (протектолайзеры), чтобы не кабель (КПБП) не был нарушен в горизонтальном стволе скважины

Протекторы для защиты кабеля

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те, которые содержат воду, а значит, необходимо искать места с аномально низкой силой тяжести.

Магниторазведка помогает отыскать аномалии магнитного поля, которые создают разные виды пород, в том числе насыщенные углеводородами. Еще один метод геофизических исследований — радиометрический — позволяет определить зоны с разным уровнем радиоактивности, так как для многих месторождений нефти и газа характерен пониженный радиационный фон.

Присутствие под землей возможных ловушек, выявленных различными геофизическими методами, еще не означает, что в них непременно есть нефть. Прежде чем начинать буровые работы, часто проводят геохимические исследования, обнаруживающие вещества — спутники нефти. Один из методов таких исследований — газовая съемка. При помощи газоанализаторов ищут следы углеводородных газов, которые просачиваются на поверхность Земли сквозь поры и трещины пород. Другой метод — люминесцентно-битуминологическая съемка — позволяет выявить повышенное содержание битумов в породе над залежью.

Не стоит оставлять без внимания и химический состав подземных вод. По мере приближения к залежи в них возрастает концентрация определенных компонентов, которые служат признаком скопления углеводородов. Впрочем, и геохимические методы не могут дать гарантии того, что под землей имеется нефть, не говоря уже о промышленном значении залежи. Окончательный ответ может дать только бурение скважины.

Буровые работы наиболее дорогостоящие во всем комплексе нефтегазогеологических исследований, поэтому подготовка к ним должна быть особенно тщательной. Из каждой скважины стремятся получить максимум информации. И речь не только о наличии или отсутствии в ней нефти. Во время бурения аккуратно извлекают керн — цилиндрические столбики породы, по которым ясно видно, как залегают пласты. Полученные образцы позволяют обнаружить породы-коллекторы, оценить их емкостные и фильтрационные свойства.

Керновое долото

Керн

Пробуренную скважину исследуют методом каротажа: на необходимую глубину в нее опускают зонд, затем поднимают его обратно. В это время датчики фиксируют свойства окружающих пород (температуру, электропроводность, радиоактивность).

Геофизическая машина (мобильная лаборатория)

Разные виды скважин решают разные задачи. К примеру, опорные параметрические скважины предназначены для изучения геологического строения недр и определения дальнейших направлений разведочных работ. Поисковые используются для обнаружения новых залежей нефти на территории, которая уже исследована другими методами и признана наиболее перспективной. Разведочные помогают оценить запасы и составить проект разработки и т. д.

На каждом из этапов геологоразведки область изучения заметно сужается. Сначала в общих чертах изучают геологическое строение большой территории, выделяют зоны возможного накопления нефти, оценивают перспективы их нефтегазоносности, определяют возможные крупные ловушки (региональный этап). Затем отбирают объекты для поискового бурения, производят поиск и оценку месторождений и залежей (поисково-оценочный этап). Наконец, переходят к опытно-промышленной эксплуатации, разведке второстепенных горизонтов, блоков и участков месторождения, чтобы получить максимально полную картину (разведочный этап). Одни и те же методы исследований могут использоваться на разных этапах, однако конкретные методики и точность в зависимости от задач будут различаться.

Наиболее дорогостоящий — региональный этап — из-за больших масштабов исследований. Как правило, эту работу берет на себя государство. Нефтяные компании подключаются на поисковом и разведочном этапах, получая лицензию на проведение таких работ на той или иной территории.

Какими бы развитыми ни были современные методы исследований, ошибки неизбежны. Более того, слишком высокий показатель успешности геолого-разведочных работ, как ни странно, не совсем хорош для компании. В мировой практике принято считать, что доля открытия новых месторождений от общего объема поиска и разведки должна составлять порядка 30–50%. Больший показатель может свидетельствовать о том, что компания остается в зоне наименьшего риска, а значит, не развивается, не увеличивает свои запасы, а осваивает то, что уже открыто.

PS. В планах: дописать посты про восстановление дебита скважин (Как воскресить скважину): боковые стволы, ОРЭ. Дописать посты "Нефть добывать - не метлой махать". Посты про подготовку гада. Кое что про переработку нефти и получение светлых нефтепродуктов. Историю добычи нефти, второй Баку".