Die neuesten Produktionstechnologien der Gewinnung von Ölreserven. Schwierige Reserve - Öl

18.10.2017

Eine Quelle: CRONFFT-Magazin.

In diesem Artikel wird das Konzept der Entwicklung schwieriger eingerichteter Reserven an konformer Ölstarts vom Beispiel des östlichen Mesmanskoye-Feldes berücksichtigt, das heute das nördlichste Mainst-Ölfeld in Russland ist. Neben dem Hauptobjekt der Entwicklung des PC1-3-Reservoirs, der in der Kaution erhebliche Öl- und Gasreserven, Öl- und Gaspotenziale installiert ist. Die komplexe Struktur-tektonische Struktur der Region führte zur Bildung von vielversprechenden Fallen sowohl tektonisch als auch lithologisch abgeschirmt. Probleme, die mit einem Merkmal der Schicht der Schichten verbunden sind, und die Umsetzung des Entwicklungskonzepts erfordern verschiedene technologische Lösungen.

Probleme

Ein Beispiel für vielversprechende Fallen auf dem Feld ist die Objekte von Block 4 ( feige. einer), widmet sich der Zone der lokalen Abnahme in der Struktur, die durch eine Reihe großer tektonischer Erkrankungen verursacht wird, die sich gebildet haben. Es ist in der Gegend von Grabena ( siehe Abb. einer) Fokus 25 Schichten mit kleinen Gas-Monephyal-Ablagerungen und einer kleinen Ölsprinklerdicke, die hauptsächlich auf separate Blöcke (nur 40 Ablagerungen, davon 22-Öl, 12-Gas und 6 Gas) widmeten.

Feige. 1. Strukturmodell des östlichen Mescoyakh-Feldes ( aber) Block 4 mit separaten Blöcken ( b.) und produktive Schichten von Block 4 ( im)

Die Aufgaben der Entwicklung der folgenden Methoden von mehrdimensionalen Einlagen beziehen sich auf die wirtschaftliche Effizienz der Reservierungsrücklagen und den Testtechnologien ihrer Extraktion. Einführung von Block 4-Objekten in einer umfassenden Entwicklung, ein Blockdiagramm der Schichten ihres konzeptionellen Designs ( feige. 2).

Feige. 2. Verfahren zum entwerfen von blockentwicklungseinrichtungen 4:
GDM - hydrodynamisches Modell; PPD - Behinderung des Reservoirdrucks; GS - horizontale Brunnen; MZGS - mehrere horizontale Brunnen; Erz - gleichzeitig separater Betrieb; ODA - Pilot Industrial Work

Bei der Erstellung des Konzepts der Entwicklung eines Ölfeldes Nach Ermittlung der Größe und der grundlegenden geologischen und physikalischen Parameter der Formation ist es erforderlich, die Aufgabe, die zugeteilte Weitergabeobjekte der Entwicklung und der vorläufigen Beurteilung der erwarteten Produktivität von Brunnen und der Rentabilität von Daten zu lösen Entwicklung von Objekten. Während der Beurteilung der Priorität der Entwicklungsobjekte wurden die Schichten mit den Ölreserven der Kategorie C1 in Betracht gezogen, wobei die Objekte der Berechnung die Ablagerungen jeder Formation waren.

Die Priorität der Entwicklungsobjekte wurde durch das Überlagerungsverfahren auf der Grundlage von drei Verfahren (analytischer Koeffizient, analytische und wirtschaftliche, numerische Berechnung auf aktuellen Linien) bestimmt.

Priorisierung von Objekten.

Analytische Koeffizientenmethode.

1. Berechnung des Auswahlratenkoeffizienten von der Formel

wo k. - Permeabilität, bestimmt nach den Daten der geophysikalischen Studien von Brunnen; Δ. r. - Druckabfälle zwischen Bergbau- und Injektionsbrunnen; μ - Ölviskosität bei Reservoir-Bedingungen.

2. Berechnung der relativen Rabattrate der Formel

wo K. S.o.max ist der maximale Auswahlzinskoeffizient.

3. Auswählen von Objekten mit dem Wert der abgezinsten bewegten Ölreserven, die aus dem Ausdruck definiert sind

wo Q P - bewegliche Ölreserven

Technische und wirtschaftliche Methode

1. Ermittlung der anfänglichen Öldurchflussrate mit einer einfachen Fabrik von Massams Formel

wo L. - die Länge des Entwicklungssystems; W. - Interessassedistanz; h. N ist die ölgesättigte Dicke der Schicht; r. w. - Radius von Brunnen.

2. Definition der Ölherstellung fallenden Koeffizienten

Fallende Lastschrift q rechtzeitig t. Setzen Sie das exponentielle Gesetz ein: q(t.)=q 0 e. – D. T. (D. = q 0 /N. PW - Herbststurzkoeffizient; N. Pw - kumulierte Produktion entlang des Brunnens). Auf diese Weise N. PW ist gleich Mobilreserven

3. Berechnung eines Nettoergebnisses pro Vertiefung pro Vertiefung für jedes Entwicklungsgegenstand durch die Formel

wo fcf w ( t.) - reiner Cashflow in der einfachsten Form von FCF W.(t.)= q 0 e. –Dt. p. nb. ;

p nb. - Net-Back-Ölpreis minus NPPI; r. - Normaler (kontinuierlicher) Diskontierungskoeffizient; c W. - spezifische Kapitalinvestitionen beim Bohren und Bau lokaler Objekte; θ - Gewinnsteuersatz.

4. Zuteilung von Objekten in Bezug auf die Größe der CDD (7)

wo N p. - bewegliche Bestände des Entwicklungsgegenstandes.

Berechnung der aktuellen Linien

1. Festlegen der Parameter des Formations- und Entwicklungssystems. Für Berechnungen implementiert das GP-Programm die aktuelle Leitungsmethode, um die Produktionsdynamik zu bestimmen.

2. Berechnung der Dynamik von Öl, Flüssigkeit, Wassereinspritzung

3. Berechnung der CHDD.

4. Zuteilung von Objekten in Bezug auf den Wert von CHDD.

Nach Berechnungen erhalten die drei Methoden ein Histogramm, unter Berücksichtigung der Priorität von Objekten ( feige. 3.). Zu diesem Zeitpunkt können Sie vielversprechende Objekte zuordnen, die beim Entwickeln der gesamten Einheit von größter Bedeutung sein werden.

Feige. 3. Das Histogramm der Priorität der Entwicklungsobjekte, die auf der Grundlage von Berechnungen für drei verschiedene Methoden abgeschlossen ist

Bei niedrigen Werten des Rendite-Index berechnete PI in Objekten zusätzlich die Möglichkeit der Bildung der Bildung durch Änderung der Kapitalinvestitionen in die Bohrung des gesamten Brunnens (die Beteiligung von Ölreserven durch Bohren von GS und MZHS). Zuteilung von Objekten zur Überlagerung der Ergebnisse der Methoden, unter Berücksichtigung der Möglichkeit der Einführung der Bildung der Formation, wird eingesetzt feige. vier..

Feige. 4. Endgültige Priorisierung von Objekten

Unter Berücksichtigung der Möglichkeit der Verwendung von MZHS und der Verwendung von Erz, alle Betrachtung, mit Ausnahme von BU6 3. Die Gesamtpriorität der Formation wird bestimmt: Die Hauptobjekte sind B13 1, MX4, MX8-9, BU6 1 + 2, BU8, BU10 1, BU10 2, Aufnahmeobjekte - PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, B12 2.

Um die Entwicklungskosten der Objekte zu optimieren, wurde die Möglichkeit der Kombination der Schichten in ein operatives Objekt in Betracht gezogen. Die Kriterien für eine solche Assoziation entsprechen PC20- und PC21-Schichten. Folgendes wird empfohlen: Die Bildung des Wahlentwicklungssystems durch schräg gerichtete Wells oder MZHS; Entwicklung von PC20-21-Schichten als einzelnes Objekt; PC22-Reservoir - eine Rückkehr oder ein unabhängiger Well-Foundation. Basierend auf der Tatsache, dass die Filtrations- und kapazitiven Eigenschaften (FES) der betrachteten U-Boote eine ziemlich große Verbreitung sowie ein ziemlich hohes Maß an Unsicherheit haben, wurden Sektormodelle für Sektormodelle vor dem Bau von hydrodynamischen Modellen in voller Waage erhalten Berücksichtigen Sie die Änderungen an Änderungen der geologischen und physischen Merkmale der Formation. Erstellt vier Matrizen-Sektor-Modelle. Parameter wie Tiefe des Auftretens, Porosität, Ölsättigung, Sand, anfänglicher Reservoirdruck, Ölviskosität, wurden durch den gewichteten Durchschnitt für die unter Berücksichtigung der Gruppe angenommen. Die Sektor-Modelle zeigten sich durch eine ölgesättigte Dicke von HN, dem Verhältnis der ölgesättigten Dicke mit dem gasgesättigten Hg oder an einem wassergesättigten HB, dem Parameter kΔp / μ sowie der Abstand zwischen den Vertiefungen mit dem -Orwow-Entwicklungssystem. Vor der Berechnung aller Schwankungen der Modelle wurden die optimalen Betriebsarten von Brunnen und deren Standort im Kontext in Abhängigkeit von der ölgesättigten Dicke bestimmt.

Somit wurden nach den Berechnungen der sektoralen Modelle die Stabilitätsmatrizen einer technischen und wirtschaftlichen Lösung mit verschiedenen geologischen und physischen Eigenschaften von Objekten aufgebaut ( feige. fünf).

Feige. 5. Matrix der Stabilität einer technischen und wirtschaftlichen Lösung für verschiedene geologische und physikalische Eigenschaften von Objekten

In der Zukunft wurde die Schätzung des Bereichs der Unsicherheit geologische Parameter für jede Kaution für die Erstellung eines skalierten hydrodynamischen Modells auf der Grundlage der Stabilität der Rentabilität der Objektentwicklung vorgenommen. Die Ergebnisse der Rentabilitätsschätzung in analytischen Berechnungen und der Sektor-Modellierung sind in angegeben tabelle. einerwo die Hauptobjekte der Entwicklung, die später den Bau von GDM in voller Maßstab angenommen hatten.

Ein Objekt	Block Gut	Kategorie Reserven Öl	Rentabilität Nach den Ergebnissen		Notwendigkeit Gebäude 3D-GDM.	Hinweis
			Analytich-h. Berechnungen	Sektor Modern-j.
PC 20.	50, 132	C 1 + c 2	✔	=	✔	Berücksichtigung des gemeinsamen Betriebs von Objekten
PC 21.	50, 132	C 1 + c 2	✔	✔	✔	Klein h ef.n.
MX 1.	50, 132	Mit 1.	=	✘	✘	Klein h ef.n.
MX 4.	50, 132	C 1 + c 2	=	✘	✘
MX 4.	33	C 1 + c 2	✔	✔	✔
MX 8-9.	50, 132	Mit 1.	✔	✔	✔
MX 8-9.	33	Mit 1.	✔	✔	✔
BU 6 (1 + 2)	50, 132	C 1 + c 2	✔	✔	✔
BU 6 (1 + 2)	33	Mit 1.	✔	✔	✔
Bu 6 3.	50, 132	C 1 + c 2	✘	✘	✘
BU 7.	33	C 1 + c 2	=	✔	✔
BU 8.	33	C 1 + c 2	✔	✔	✔
BU 9.	41	Mit 1.	=	✘	✘	Klein h ef.n.
Bu 10 1.	33	C 1 + c 2	✔	✔	✔
BU 10 2.	33	Mit 1.	✔	✔	✔
BU 10 2.	41	Mit 1.	✔	✔	✘	Wahlentwicklungssystem.
Bu 12 2.	50, 132	C 1 + c 2	=	✔	✘	Klein h ef.n.
Bu 13 1.	38	Mit 1.	✔	✔	✔

Anmerkungen. 1. h. Ef.n - effektive ölgesättigte Dicke.
2. \u003d - hohe Risiken bei der Entwicklung eines Objekts.

Das Vorhandensein von Schreinerkarten der ölgesättigten Dicke, Permeabilität und Karten des Dickenverhältnisses (gassattiertes / ölgesättigtes) ermöglicht es Ihnen, eine Karte der kostengünstigen Zonen aller berücksichtigten Erkrankungen zu erhalten und es ohne anzuwenden Berechnungen in den Full-Scale-Modellen. Ein zusätzlicher Vorteil der Verwendung der Sektor-Modelle-Matrix im Vergleich zu den Berechnungen in voller Maßstab ist die Entscheidungsrate der Entscheidungsfindung auf die Durchführbarkeit von Bohrkombinationen nach dem Ändern der geologischen Struktur von Ablagerungen.

Für eine detaillierte Schätzung des Profils der Produktion und der Rentabilität von Objekten wurde 3D-GDM auf 10 Schichten erstellt. Basierend auf den Berechnungen auf BDM- und technischen und wirtschaftlichen Leistungsindikatoren werden grundlegende Optionen für die Entwicklungseinrichtungen mit der Möglichkeit der Nutzung von MZHS- und Erztechnik gebildet. Die Optimierung von Objekten zur Entwicklung von Objekten zur Entwicklung von Objekten unter Berücksichtigung von kostengünstigen Zonen, die basierend auf den folgenden Daten vergeben wurden:

Wirtschaftsindikatoren der Entwicklung gemäß den Ergebnissen der Sektor-Modellierung (Abhängigkeit des NPV aus der FES);

Ergebnisse einer Analyse des Profils von Öl / Gas / Wasser / Wasser auf die gut erhaltene Wannen, die auf GDM in voller Höhe erhalten wird;

Das Vorhandensein von Lehmspringer zwischen Gas und Öl (Kontakt in).

Ein Beispiel zur Optimierung des Entwicklungssystems nach Varianten für das BU6 1 + 2 -Objekt im Bereich Exploration SC. 33 anwesend ein feige. 6..

Feige. 6. Standort der Wells für Entwicklungsmöglichkeiten:
aber - Mastering-Objekte von einem regulären Entwicklungssystem;
b. - Adaptive Entwicklungssystem unter Berücksichtigung der Platzierung von Brunnen in kostengünstigen Zonen;
im - Wahlentwicklungssystem unter Berücksichtigung der Platzierung von Brunnen in kostengünstigen Zonen ohne PPD

Nach dem Erhöhen der kostengünstigen Zonen wurde die grundlegende Entwicklungsvariante so angepasst, dass sich die Wells nicht in unrentablen Abschnitten der Ablagerungen befinden.

Wirtschaftsindikatoren wurden durch bestimmte Anfangsdaten (Rabatt 15%) berechnet und als positiv oder negativer NPV präsentiert.

Unter Berücksichtigung der Definition technischer und wirtschaftlicher Indikatoren für die Entwicklung empfiehlt dieses Objekt die Wahlplatz von Brunnen ohne PPD, da mit einem solchen Szenario der Maximalwert des NPV zufrieden ist.

In ähnlicher Weise galten alle Objekte die Optimierung von Entwicklungssystemen, unter Berücksichtigung der Anwesenheit kostengünstiger Zonen. Bei der Gestaltung der Entwicklung multidimensionaler Ablagerungen sind mehrere Well-Systeme wichtig, um die Möglichkeit der technischen Umsetzung dieser Technologie zu bewerten. Es ist notwendig, die folgenden Fragen zu lösen:

Die Fähigkeit, die Gestaltungszwecke unterschiedlicher Objekte in ein Vielfaches Gut zu kombinieren;

Die Möglichkeit, Projektziele zu verschieben, die mit den Problemen der technischen Umsetzung verbunden ist;

Design von mehreren Vertiefungen aus Phase-1-Bush-Plattformen (PK1-3-Objekt);

Simulation von Bohrloch-Profilen und Berechnung der technischen Implementierung;

Auswahl und Rechnungslegung des Niveaus, ein Multiple Wunsch auf seinem Profil zu beenden;

Die Wahl der Prioritätsbrunnen für Brunnen für ODA;

Bewertung der Kosten von Wells für verschiedene Entwicklungsvarianten und Raschingsysteme.

Vorbereitungsarbeiten vor der Modellierung war die Bestimmung der maximal möglichen Länge des horizontalen Abschnitts für jedes Objekt in Bezug auf das Bohren. Als Grundlage von Berechnungen wurden dieses vorläufige Rascheln des Blocks 4 von Objekten von MX und BU genommen.

Um die Möglichkeit der Bohrung horizontaler Stämme verschiedener Längen zu bestimmen, werden die gemittelten Parameter auf dem während des Raschings erhaltenen Well-Profils angenommen. Durch das Simulieren des Bohrlochs mit unterschiedlicher Länge des horizontalen Abschnitts, Einschränkungen der technischen Durchführung des Bohrers, der Möglichkeit, die Last auf dem Meißel zu übertragen. Klassifizierer für Bohrtechnologien in Abhängigkeit von der Länge des horizontalen Abschnitts des Kofferraums tabelle. 2. Es umfasst eine Marke von Stahlbohrrohr, einer Klasse von Rohren, CNBK, einem Lösungstyp.

Plast	Gemittelt Länge von Barrel, M.	Gemittelt Tiefe von Po. Vertikal, M.	Zimmer Gut Für Berechnungen	Bohrtechnologien-Klassifizierer. Je nach Länge der HS, m
				1200	1500	2000
BU 6 1 + 2	4053	2114	106	G; P; PC / RUS; Ruo.	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
BU 7.	4251	2171	26	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Faltsam 89 Werkzeuge
BU 8.	3859	2220	7	G; P; PC / RUS; Ruo.	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
Bu 10 1.	4051	2269	1	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Faltsam 89 Werkzeuge

Hinweis. G / S - Marke der Stahlbohrleitung; P - Klasse von Rohren; PC / RUS - Schraube BOODHOLE-Motor- / Rotationssteuerungssystem; Ruo - Bohrszene auf Kohlenwasserstoffbasis.

Die erste Arbeitsphase ist die Erstellung eines Modells für Busch und Erzielung der ursprünglichen Koordinaten von Wannenzielen. Das Arrangementsmodell wurde ausgearbeitet, wenn er eine Phase-1-Entwurf eines PK1-3-Objekts - darüber liegende Schicht in einer geringen Tiefe ergibt, dessen Merkmal eine dichte Platzierung von Toren ist.

Gemäß den Ergebnissen von Erhebungen und topographischen und Infrastruktureinschränkungen war das Endergebnis die eingestellte Gestaltungslage der Phase-1-Bush-Getränke. Weitere Arbeiten wurden unter Berücksichtigung der Bindung neuer Designwells auf die Ersatzteile der Phase 1 durchgeführt.

Die Ziele der Designbrunnen des Blocks 4 für jede Vertiefung für jedes Objekt zusammen mit Vorschlägen zur Kombination von Zielen für verschiedene Objekte in einem Brunnen in einem Gut. Die Simulation des Raschingsystems wurde im spezialisierten PC-DSD-Wellplaning durchgeführt.

Aufgrund der Notwendigkeit, Project Wells auf die Buschperlen des PK1-3-Objekts zu binden, wurden durchgeführt, dass die Profilierung durchgeführt wurde. Zunächst wurde der Hauptkofferraum simuliert, dann war eine Bindung von zweiten Stämmen an das Hauptbindung, d. H. Zielen in einem Brunnen kombinieren.

Da es eine Variabilität der Bindung des Hauptkofferraums an die Phase-1-Buschblockseiten gibt, wurde die Arbeit dank iterativer Weise durchgeführt, um die Möglichkeit der technischen Implementierung sicherzustellen und die Perlen entlang des Brunnens zu minimieren.

Als nächstes wurden auf der Grundlage geologischer Voraussetzungen die Prioritätsfedern der ODR-Bühne festgelegt, einschließlich der Designbrunnen mit maximalen abnehmbaren Reserven und einfachen Wellbor-Trajektorien.

Aufgrund des im Artikel beschriebenen Ansatzes konnte der Ansatz für die Wahl integral strukturierter Entwicklungssysteme in der Lage sein, in der Lage, in den folgenden Reservoiren etwa 80% der Reserven zu beinhalten, die zuvor als unabhängige unrentable Objekte bewertet wurden.

Infolgedessen wurde dieser Arbeitskomplex an drei Entwicklungsoptionen (realistisch, optimistisch und pessimistisch) durchgeführt, von denen jeder in eine weitere zwei Zucht mit dem Bau von MultiSage-Wells und dem einsamen Bersten von Wannenzielen aufgeteilt wurde.

Gemäß den Ergebnissen der Rasching-Modellierung wurden folgende Daten erhalten:

Koordinaten der Schlachtpunkte und das Eintritt in den Reservoir für jedes Ziel, ohne ihren Kreuzung im Bohrprozess;

Profilparameter für jede Gutschrift, die die Hauptmerkmale beschreiben, um das Design und den Wert jedes Vertiefung zu bewerten;

Die Ergebnisse der Neigungsmesser für jede Stelle des Brunnens;

Das Verfahren zum Eingeben von Brunnen auf den BusSet zur Berechnung des Graphen des Ein- und Produktionsprofils.

Diese Daten wurden verwendet, um die Kurven der Eingabe von Brunnen, Produktionsprofilen zu berechnen, die die Prioritätsknospen der ODA, der wirtschaftlichen Bewertung der Entwicklungsmöglichkeiten rechtfertigen.

Technische und wirtschaftliche Indikatoren für die betrachteten Varianten der Entwicklung von Block 4-Objekten sind in angegeben tabelle. 3..

Parameter	Gs	Mzgs (2 Aufzüge)	Mzgs (1 Aufzug)
Die Anzahl der Brunnen zum Bohren, einschließlich:	61	50	50
Bergbau	42	34	34
Injektion	19	16	16
Kapitalinvestitionen, Sl. Ud.	2055	1733	1715
NPV (Rabatt 10%), Sl. Einheiten.	1724	2082	2053
PI	9	2,3	2,3
NPV (Rabatt 10%), Sl. Einheiten.	1185	1524	1507
PI	1,6	2,0	2,0

Hinweis. Entwurfsentwicklungszeitraum - 2017-2053.

Die Ergebnisse der Arbeit, die unter Berücksichtigung der Risiken des Bohrers von Brunnen durchgeführt wurden, sind die Bestimmung von Bereiche der ODA in kostengünstigen Zonen in der Entwicklung sowohl der GS als auch der MZHS mit der Erztechnologie und der Implementierung des Forschungsarbeitsprogramms . Das Konzept bietet auch eine Optimierung der Vertiefung von Vertiefungen von den projizierten Bush-Plattformen des oberhalb der oberen Objekts von PC1-3. Zu Beginn einer umfassenden Entwicklung oder ODA im Falle einer Änderung der geologischen Struktur der Anzahlung ermöglicht der vorgeschlagene Ansatz zur Ermittlung kostengünstiger Zonen, die Strategie, um die multidimensionalen Ablagerungen anzupassen, ohne die Geologische und hydrodynamische Modelle des Maßstabs. Darüber hinaus ermöglichen die Ergebnisse der analytischen Techniken und der Sektor-Modellierung, optimale Lösungen, wenn Sie die anfänglichen wirtschaftlichen Indikatoren ändern, einschließlich der Kosten der Kapitalinvestitionen in Bohrlochungen.

Schlussfolgerungen

1. Dank des im Artikel beschriebenen Ansatzes gelang es dem Ansatz an die Wahl integral strukturierter Entwicklungsgruppen, etwa 80% der Reserven in der kostengünstigen Formation, die zuvor als unabhängige unrentable Objekte bewertet wurden, bewertet.

2. Im Rahmen des Konzepts der Weiterentwicklung von Blocks von Block 4 wurde das Ranking der Bildung durchgeführt, vorrangige Entwicklungsobjekte sowie Objektobjekte.

3. Für Zonen werden reine Ölablagerungen gemäß der Bildung von Block 4 an der ODA-Bühnenprüfung von Technologien mit GS, MZGS, Erz und einem hydraulischen HY-Reservoir von GS, MZGs, für Wasserjonglierungszonen - Technologien mit GS, MZHS und Erz angeboten.

Referenzliste

1. Technologisches Schema für die Entwicklung des östlichen Mesmansky-Öl- und Gaskondensateldes: Bericht über die Forschung in 3 t. / CJSC MESSOYAKHANTEGAZ, LLC GazpromNeft-Entwicklung, OOO Gazpromneft Scientific and Technical Center. - Tyumen: 2014.

2. Karsakov v.a. Bestimmen der optimalen Anzahl von Bush-Plattformen beim Entwerfen der Entwicklung von Ablagerungen // SPE 171299-EU. - 2014.

Autorenartikel: A.S. Osipenko, I.v. Kovalenko, Ph.D., O.i. Elizarov, S.V. TREYAKOV, A.A. Karatschow, i.m. NUTKALIEV-Wissenschaftliches und technisches Zentrum Gazprom NEFT (GazpromNeft LLC NTC)

Schwierige Ölreserven (TIZ) - Einlagenreserven (Ablagerungen, Entwicklungsobjekte) oder Teile der Ablagerungen, unterscheiden sich relativ ungünstig, um geologische Bedingungen von Öl und (oder) physikalischen Eigenschaften zu extrahieren. Für die Produktion von TIZ, erhöhten Kosten für Material, Bargeld, Arbeit, unkonventionelle Technologien, spezielle nicht versiegelte Geräte und Defizitreagenzien und Materialien sind erforderlich.
Andere schwierige Ölreserven (nämlich: hochviskoses Öl; Öl aus Reservoirs mit anfänglichem Niederölz Plantarwasser; schließlich, ölige Ölablagerungen mit schlecht definierten Grenzen) erfordern die Gestaltung komplexer kombinierter Öl-Extraktionsprozesse: ein adaptives Entwicklungssystem, selektive Injektion des Zuweisungsmittels, Kombinationen der stationären und nichtstationären Injektion der Injektion, verbessert Überflutung, Polymerwärmungs-, Gasfabrik und Wärmeträgerinjektion; Mit der Verwendung von tiefen Perforationen, hydraulischen Pausen der Reservoirs, verschiedenen Kombinationen von vertikalen, sanften und horizontalen Vertiefungen sowie gut zugesetzten Brunnen, verschiedenen Assoziationen von Ölschichten in Betriebsobjekten.
Der Anstieg der schwierigen Ölreserven des Landes ist ein besonders relevantes Problem, neue effiziente Technologien für einschlägige geologische und physikalische Bedingungen, die Verwendung fortschrittlicherer Methoden für ihre Simulation und Entwicklung zu erstellen und anzuwenden.
Die Entwicklung von Ölreserven mit hartempfindlichen Ölreserven mit GS-Systemen ermöglicht das 2. bis 3-fache, um die Anzahl der für Reserven erforderlichen Wells zu reduzieren.
Die meisten Ablagerungen enthalten schwierige Ölreserven (ungünstige geologische Bedingungen von Öl oder seiner Eigenschaften), auf deren Gewinnung erhöhte Kosten für Material und finanzielle Ressourcen, Arbeit, unkonventionelle Technologien, spezielle nicht versiegelte Geräte und Defizitreagenzien und Materialien.
Um die Entwicklung von hartgereinigten Ölreserven von Zwischenschichten der Kohleschicht des Novykhazinskaya-Square in NGDU Yuzarlanneft im Jahr 1984 zu verbessern, wurden in der IX-Operationsseite in NGDU Yuzarlanneft ein Fokus der Exposition organisiert. Die Technologie dieser Art der Fabrik war, dass die Wassereinlässe für die Auswahl mineralisierter Kunststoffwasser aus dem Aquifer des Reservoirs C-VI angeordnet waren. Dieses Wasser mit einer elektrischen zentrierten Pumpe wird derzeit in Entladungskräutern gepumpt.
Bei der Bildung mit schwierigen Ölreserven wird ein äußerst komplexer Verdrängungsmechanismus beobachtet, der mit dem gleichzeitigen Einfluss vieler Faktoren verbunden ist, wie Kapillarphänomene, viskose Kräfte, Phasenübergänge in Kombination mit überlagerndem Inhomogenität.
Die Entwicklung von Objekten mit schwierigen Ölreserven wirkt sich sicherlich sowohl technische als auch wirtschaftliche Indikatoren für die Entwicklung aus.
Obwohl die Rolle und Bedeutung schwieriger Ölreserven im allgemeinen Gleichgewicht der Ölproduktion in dem Land in der Zukunft zunehmen, wird die absehbare Ölproduktion in absehbarer Zukunft immer noch von der Entwicklung bestimmt, deren Entwicklung mit den Methoden durchgeführt wird Anpflanzen in verschiedenen Modifikationen und Kombinationen.
Russland hat Milliarden von Tonnen schwieriger Ölreserven, die bereits erkundet, aber noch nicht in die industrielle Entwicklung eingereicht.
Im Zusammenhang mit dem Wachstum des Anteils der schwierigen Ölreserven im Land wird das Problem der Verbesserung der Effizienz der Vertreibung von Brunnen in den Einlagen von Nengeton (abnormal-viskosen) Öle besonders relevant. Bei der Entwicklung solcher Ablagerungen ist der Betrieb von Brunnen durch die Manifestation von Viskositätsanomalien und der Ölmobilität, der Bildung von Asphaltosmoloparafin-Sedimenten, einem erhöhten ätzenden aggressiven Produktwelligkeit kompliziert und wird von einem erheblichen Rückgang der Produktivität der Herstellung und Abholung begleitet Wells. Der Erfolg der Entscheidung dieses Problems hängt weitgehend von der Entwicklung und Umsetzung neuer chemischer Reagenzien und den Zusammensetzungen technologischer Flüssigkeiten ausnahmslos ausnahmslos von Ölproduktionsprozessen ab, reicht von der Öffnung des produktiven Reservoirs und endet mit Erhaltung oder Liquidation von Brunnen . Die Arbeit in dieser Richtung seit einigen Jahren erfolgt in der Abteilung Entwicklung und dem Betrieb von Öl- und Gasfeldern der UFA-Staatsöl-Technischen Universität unter der Führung und in der unmittelbaren Beteiligung des Autors des Berichts.
Das Penopozoische Feld zeigt die Machbarkeit, in die Eingabe der Eingabe schwieriger Ölreserven in aktiver Entwicklung durch Anwenden der neuesten Techniken und Schwellungs-Technologien, des Entwicklungssystems, der Intensivierung der Ölerzeugung und der Verwendung von Methoden zur Erhöhung der Ölrückgewinnung von Reservoirs.
Das Extrahieren von restlichen oder neu eingeführten hartgiftigen Ölreserven ist mit erheblichen Komplikationen der Entwicklungsprozesse von Reservoiren, Bau und Betrieb von Brunnen verbunden.
In den letzten Jahren steigt der Anteil der schwierigen Ölreserven, die in niedrigdurchlässigen kläglichen terrigenischen Kollektoren konzentriert sind, während der Entwicklung, in der die Permeabilität noch mehr abnimmt, und die Filtrationseigenschaften von produktiven Reservoiren treten auf. Die Verschlechterung der Filtrationseigenschaften der Reservoirzone (PPP) wird durch den Verlust verschiedener Reaktionsprodukte nach der Injektion chemischer Reagenzien verursacht, eine Erhöhung der Wassersättigung von Felsen und einer Abnahme der Phasendurchlässigkeit für Öl. Daher ist eine der Hauptaufgaben in der Ölherstellung aus diesen Schichten die Wiederherstellung und Verbesserung der Filtrationseigenschaften des PPP.
Derzeit richten sich Wissenschaftler in der Entwicklung schwieriger Ölreserven auf die Schaffung von Technologien, die eine Erhöhung der endgültigen Erzeugung von Ölreserven sicherstellen, indem das Reservoir auf die Wirkung verbessert wird, was durch die folgenden Daten bestätigt wird.

Die Erhöhung der Effizienz der Entwicklung von Ablagerungen mit schwierigen Ölreserven (TRIZ) wird derzeit für die Ölerzeugungsindustrie im Zusammenhang mit der Erhöhung der aktiven Aktien in hochproduktiven Feldern und dem Rückgang der Herstellung von ihnen unerlässlich.
Russland hat eine riesige große Ölreserve. Mit Gerechtigkeit sollte der Zustand dieser Ölreserven der Entwicklung derjenigen, die eine wirksame Technologie haben, erhalten. Es besteht kein Zweifel, dass in der Anfangsphase einige wirtschaftliche Steuerpausen geben muss. Nur Steuervorteile können jedoch nicht zu einer effektiven Technologie eingehen, da es zu viel Produktivitätsunterschied in riesigen und mittelindustriellen Vorratsreservoirs gibt. Zum Beispiel die Produktivität von Low-Product-Reservoirs unter dem minimalen kostengünstigen Effizienz von 10 bis 30 Jahren; Die maximalen Steuerpumpen können den Produktivitätsabfall jeweils kompensieren, jeweils die Produktivitätsabnahme bei 5 bis 15 Jahren nicht kompatibel bleiben.
Es wird gezeigt, dass eine erhebliche Intensivierung der Herstellung von hartgereinigten Ölreserven nur bei der Anwendung neuer technologischer und technischer Mittel möglich ist, nämlich die Erstellung starrer autonomer Systeme der Überschwemmung mit differenziertem Wassereinspritzdruck mit speziellen Entladungsschachtstrukturen aus hochwertigem Stahl, einzelne Hydrodes, kleine BCNs.
Ich frage mich: Was wir unter den schwierigen Ölreserven verstehen. Wahrscheinlich sind diese Ölreserven ziemlich extrahiert1, aber sie sind wirtschaftlich unkontrolliert, da die wirtschaftlichen Kosten für ihre Extraktion den wirtschaftlichen Umsatz von ihrer Umsetzung übersteigen, weil ihre Extraktion wirtschaftlich unrentabel ist. Selbst wenn Sie die Steuern über die Umsetzung dieses Öls vollständig stornieren, ist es möglich, den Marktpreis von Öl für den Subsoil-Benutzer zweimal zu erhöhen. Bei der Entwicklung schwieriger Ölreserven sind natürlich bestimmte Steuervorteile notwendigerweise erforderlich, insbesondere in der ersten, riskanten Entwicklungsperiode. Steuerpumpen sind jedoch keine radikalen Mittel, selbst die vollständige Stornierung von Steuern und Kosten für den Verkauf von erzeugten Öls löst das Problem nicht. Eine andere ideologische Richtung ist effizienter - es ist notwendig, eine grundsätzlich neue Technologie und drei bis fünfmal zu schaffen, und die Kosten der Extraktion dieses Öls senken.
Das Problem der Gestaltung der Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Ölreserven, nämlich Ölreservoiren mit niedriger und ultrazärziger Produktivität, ist die Notwendigkeit von ziemlich genauen Berechnungen. Es ist bekannt, dass die Ungenauigkeiten der Berechnungen die Reservierung eines Teils der berechneten Produktivität kompensieren müssen. Je größer die Ungenauigkeit ist, desto mehr nimmt die berechnete Produktivität ab, um die erforderliche Zuverlässigkeit der 90% igen Zuverlässigkeit der Projektanzeigen zu gewährleisten. Die geschätzte Produktivität von Ölreservoiren mit niedriger und ultra-betroffener Produktivität ist jedoch bereits extrem klein, am Rand oder am Rand der wirtschaftlichen Rentabilität, sodass es nicht erforderlich ist, es zu reduzieren - es ist unmöglich, es erheblich zu reduzieren. Daher müssen Berechnungen mit der höchstmöglichen Genauigkeit durchgeführt werden.
Mit dieser Technologie werden kleine Objekte mit schwierigen Ölreserven nicht entwickelt.
Um dieses Problem zu lösen und die schwer zu entnommenen Ölreserven zu lösen, um in eine effiziente industrielle Entwicklung einzuführen, ist es nicht nur ein neues System, nicht nur ein komplexer neuer Methoden, sondern ein solches System und ein solcher Komplex, der den erforderlichen Wirtschaft gewährleisten würde Profitabilität und später könnten von vielen anderen genutzt werden. Öl produzierende Unternehmen.
Als Klassifizierungsfunktion für Technologien für die Entwicklung schwieriger Ölreserven kann eine der wichtigsten Merkmale erlassen werden, die den Bereich oder die lokale Art des Effekts auf den produktiven Reservoir definiert. Im ersten Fall ist die Belichtung von einem erheblichen Teil des Feldes abgedeckt. Im zweiten Fall wird die Verfahrenszone der Formation verarbeitet.
Eines der Elemente einer hocheffizienten integrierten Technologie zur Entwicklung von hartnäckigen Ölreserven, die von Spezialisten von Tatneft- und Tatnipinfy-Spezialisten entwickelt wurden, ist die weit verbreitete Verwendung horizontaler und verzweigter horizontaler Brunnen. Tatarstan bohrte 146 horizontale Vertiefungen, von denen 122 beherrscht, betrieben oder in Betrieb genommen wurden. Die durchschnittliche Flussrate der horizontalen Brunnen beträgt 6 5 Tonnen / Tag, was die Flussrate der umgebenden vertikalen Vertiefungen zweimal übersteigt. 748 Tausend Tonnen Öl wurden von horizontalen Brunnen hergestellt.
Das Ölfeld des Penoples bezieht sich auf Objekte mit schwierigen Ölreserven. Die industrielle Ölerkennung wurde in den Sedimenten des Kohlesystems gefunden. Die Mängel in der Struktur niedrigerer Kohlenstoffablagerungen sind die weit verbreitete Entwicklung von Erosionssenkungen beider Quadrat- und Kanaltypen.
In unserer Präsentation sollte das Kriterium für die Zuteilung schwieriger Ölreserven in einem separaten Ölreservoir der durchschnittliche Produktivitätskoeffizient für Vertiefungen sein, der auf diese Schicht gebohrt ist.
Ist spezialisiert auf die Verbesserung der Technologien, um die Entwicklung schwerer Ölreserven zu entwickeln, um den Ölverstandenkoeffizienten der Bildung zu erhöhen.
Das innovative System für die Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Ölreserven, die von JSC Ritek vorgeschlagen werden, sorgt für umfassende Optimierung des Ölproduktionsprozesses. Dieses System wird ständig verbessert, wobei die Errungenschaften von Wissenschaft und Technologie berücksichtigt wird und praktisch auf Ölfeldern von JSC Ritek in Tatarstan und Westsibirien durchgeführt wird.
Das innovative System für die Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Ölreserven, die von JSC Ritek vorgeschlagen werden, sorgt für umfassende Optimierung des Ölproduktionsprozesses.
In hochproduktiven Feldern gibt es Schichten und Spreizen, die schwierige Ölreserven enthalten.

Der russische innovative Treibstoff- und Energieunternehmen (Ritek) ist in der Entwicklung schwieriger Ölreserven tätig und löst damit das wichtigste Problem der Russian- und Weltklasse. Tatsache ist, dass in Russland und auf der ganzen Welt große Ölreserven gibt, die von vielen hundert Millionen Tonnen in niedrigen und ultra-betroffenen Reservoirs berechnet werden. Darüber hinaus wurden diese Reserven vor langer Zeit, 20 - 30 oder mehr Jahre eröffnet, jedoch nicht in die Entwicklung eingeführt, da es mit Standard, häufig verwendeten Entwicklungssystemen wirtschaftlich unrentabel ist, wirtschaftlich ruinieren, auch für reiche Unternehmen und Staaten wirtschaftlich ruinieren.
Die Sammlung befasst sich auch mit den Problemen einer technischen und wirtschaftlichen Bewertung der Effizienz der Entwicklung schwieriger Ölreserven bei der Gestaltung und Umsetzung von Expositionstechnologien.
So ist es hier gerechtfertigt: Als Kriterium für die Zuteilung schwieriger Ölreserven sollte der minimale durchschnittliche Produktivitätskoeffizient für Vertiefungen von auf der in Betracht gezogenen Vertiefungen von Bohrzeugen verwendet werden.
Als nächstes müssen Sie zumindest kurz die von uns angebotenen Technologien der Entwicklung schwieriger Ölreserven auflisten, sind jedoch nicht schwierig, sich nicht durch das Hauptmerkmal der äußerst geringen Produktivität der Formation zu erholen, sondern gemäß anderen Funktionen.
Derzeit wird eine ernsthafte Aufmerksamkeit der Beteiligung an der aktiven Entwicklung schwieriger Ölreserven gezahlt. Alle Felder werden in den Aufgaben der Intensivierung gelöst, und in einigen Fällen wissenschaftlicher und Produktionsunterstützung für die Entwicklung niedrigerer Kohlenstoffölablagerungen und Devons mit Carbonatkollektoren.
Das Buch deckt die Hauptmerkmale der geologischen Struktur von Ölablagerungen mit schwierigen Ölreserven von Bashkortostan ab, präsentieren die Ergebnisse von experimentellen, Pilot- und Feldarbeit zur Verbesserung der Technologien für die Entwicklung dieser Einlagen.
Gemäß der Beurteilung der Autoren721 wurden in Carbonatreservoirs in den Bereichen Perm Prose-Uraharaiya die schwierigen Ölreserven bis 1988 3 4 auf dem Volumen der Restbilanz beteiligt.
Durchgeführte Aoft Tatneftetitdach arbeitet an der Beziehung zwischen Ölprodukten, die die schwierigen Ölreserven in der Arbeit inhibieren. Die Notwendigkeit, spezielle Technologien und Ereignisse anzuwenden, erfordert erhebliche Kosten. Aufgrund seiner Spezifität hat die Verwendung von PNP-Technologien einen kostspieligen Mechanismus. Die Arbeiten werden kurz vor den Kosten durchgeführt. Die Kosten der Ölproduktion mit ihrer Verwendung beträgt ca. 1 5-mal höher als die Ölkosten, die ohne die Verwendung von PNP-Methoden erzeugt werden.
Gemäß der Beurteilung der Authors721 wurden in Carbonatkollektoren in den Bereichen des Perm Prose-Ulya die schwierigen Ölreserven 1988 3/4 aus dem Volumen der Restbilanz betroffen.
Die Kollektion präsentiert die Forschung, um einige Probleme der Entwicklung von Ablagerungen mit schwierigen Ölreserven zu lösen.
Um die Effizienz der Entwicklung von Ölfeldern und insbesondere Objekten mit schwierigen Ölreserven zu verbessern, ist es erforderlich, die Verwendung eines laufenden Wannenfundaments erheblich zu verbessern. In dieser Angelegenheit ist Big Nadezhda dem Dekret der Regierung der Russischen Föderation vom 1. November 1999 Nr. 1213 über Maßnahmen zur inaktiven Kontrolle und Erhaltung von Brunnen auf Ölfeldern und Entscheidungen des Kabinetts der Republik der Republik Weißrussland am 15. Februar 2000 Nr. 38 über Maßnahmen zur Inbetriebnahme der inaktiven Kontroll- und Erhaltungsbrunnen auf den Ölfeldern der Republik Belarus, befreienden Organisationen, die Öl und Gas in der Republik Bashkortostan ausüben, von regelmäßigen Zahlungen für die Öl- und Gasproduktion und Abzüge zur Wiedergabe der Mineralressourcenbasis für Öl und Gas, die häufig von den inaktiven, Kontrollkräften und Wells abgebaut wurden, die ab dem 1. Januar 1999 in Erhaltung waren, mit Ausnahme neuer Wells, die nach dem Bohren auf die Entwicklung warten.
Das zusammengesetzte Bohrfluid ist zum Bohren und Öffnen von produktiven Horizonten mit schwierigen Ölreserven ausgelegt, die durch den Transfer von Sandy-Aeurito-Clay-Felsen in der Carbonatdicker dargestellt werden.
Die strategische Aufgabe, das globale technologische Niveau zu erreichen, ist gelöst, wodurch die effektive Entwicklung schwieriger Ölreserven gewährleistet wird, der Anstieg neuer hochproduktiver Reserven, der Erhöhung der Produktionskosten, der Teilnahme an internationalen Projekten minimiert wird.
Änderungen des Anteils der zusätzlich gebohrten Brunnen und Ölproduktion von ihnen durch Horizons D0 und AI Romashkinskoye-Kaution.
Dies kann dadurch erklärt werden, dass sie hauptsächlich mit der Auswahl schwieriger Ölreserven lackiert werden.
Dies führt dazu, dass weitere fortgeschrittene Methoden für Ablagerungen mit schwierigen Ölreserven erstellt werden müssen.
Die Technologie der Verwendung eines faserdispergierten Systems ist ein neues vielversprechendes Mittel zur Erhöhung der Ölrückgewinnung inhomogener Reservoirs mit schwierigen Ölreserven / / NTZ-Ölfeldern.
Tabelle 5.3 wird quantitativ (ausgeprägt in% der erzielbaren Aktien) gegeben, um schwierige Ölreserven in diesen Feldern zu bewerten. Eine Analyse der Besonderheiten der geologischen Struktur von Ölablagerungen zeigt: Ablagerungen zeichnen sich durch eine komplexe geologische Struktur aus und zeichnen sich durch einen breiten Bereich von Werten von geologischen und physikalischen Parametern aus. Tabelle 5.3 zeigt, dass die meisten Ebenen eine erhebliche Menge schwieriger Ölreserven enthalten. Dies wird dadurch erläutert, dass Ölablagerungen durch eine hohe Zonal-, Leinzid- und Schicht-by-Schicht-Inhomogenität der Bildung gekennzeichnet sind. Die Analyse der Entwicklung dieser Ablagerungen zeigt, dass überwiegend hochdurchlässige Rätteln und Abschnitte der Bildung erzeugt werden.

Öl ist eine der wichtigsten Ressourcen, die für eine Person notwendig sind. Für viele Jahrtausende verwendet die Menschheit Öl in verschiedenen Tätigkeitsbereiche. Und trotz der Tatsache, dass Wissenschaftler unermüdlich an der Entwicklung neuer Energietechnologien arbeiten, bleibt Öl immer noch ein unverzichtbares Produkt im Bereich Energie, zunächst. Die Reserven dieses "Black Gold" sind jedoch schnell genug ausgestorben. Fast alle gigantischen Felder wurden seit langem gefunden und entwickelt, es gibt praktisch nicht links. Es ist erwähnenswert, dass von Anfang an das luste Jahrhundert kein einziges großes Ölfeld als Samotlor, Al-Gavar oder Prudo-Bay nicht gefunden wurde. Diese Tatsache ist ein Beweis dafür, dass die Menschheit den größten Teil der Ölablagerungen bereits verbracht hat. In dieser Hinsicht wird das Problem der Ölproduktion jedes Jahr akuter und releverer, insbesondere für die Russische Föderation, die in Bezug auf die Kapazität seiner Sektor im Ölfeindelbereich zwischen allen Ländern der Welt an dritter Stelle steht Passing China und die Vereinigten Staaten.

Somit bemüht sich die russischen Behörden, das Volumen der Ölproduktion aufrechtzuerhalten, wodurch der Einfluss des Staates auf dem Weltmarkt wartet. Laut analytischen Prognosen wird in naher Zukunft die Führung auf dem Gebiet der Ölproduktion nach Kanada, Brasilien und den Vereinigten Staaten, enttäuschend, was für die Russische Föderation enttäuschend ist. Seit 2008 gab es eine negative Dynamik bei der Extraktion dieser Ressource im Land. Laut dem Energieministerium Ab 2010 betrug die Ölproduktion im Staat in Höhe von 10,1 Millionen Bar., Jedoch bis 2020, wenn nichts ändert, wird die Produktion auf 7,7 Millionen Bar sinken. Die Situation kann nur durch die Annahme von grundlegenden Maßnahmen in den Politiken der Ölproduktion und der Ölfeindustrie geändert werden. Diese Alle Statistiken und Indikatoren sind jedoch nicht ein Beweis dafür, dass Ölreserven und Ende jedoch enden. Dies deutet darauf hin, dass nun meistens die schwierigen Ölreserven sind. Nach den Schätzungen des Energieministeriums ist die Gesamtzahl der solchen Ölablagerungen auf dem Russland in Höhe von 5-6 Milliarden Tonnen, die im Prozentsatz 50 bis 60% der Summe beträgt. Somit ist das schwierige Öl eine gute Lösung für das Problem, das bei der Erhaltung der erforderlichen Mengen an Ölproduktion besteht. Somit ist die Extraktion von Öl mit hartempfindem Öl eine erzwungene Maßnahme.

Ungerechtigkeit Ölreserven werden als Ölablagerungen bezeichnet, für die nachteilige Bedingungen für die Extraktion dieser Ressource sowie nachteilige physikalische Eigenschaften charakterisiert werden. Darüber hinaus umfasst diese Art von Ölablagerungen auch diejenigen, die sich im Regalbereich befinden, in den Feldern, die sich im späten Entwicklungsstadium befinden, sowie hochviskoses Öl. Ein gutes Beispiel für eine hohe viskose Ölproduktion ist die Entwicklung eines yamalo-deutschen Feldes, das Merkmale aufweist, die nicht nur in der Kälte, sondern auch bei der positiven Temperatur beitragen.

Absolut alle Einlagen von hartempfindem Öl sind in zwei Kategorien unterteilt:

1. Die Ablagerungen, die durch die geringe Durchlässigkeit der Formation gekennzeichnet sind. Dazu gehören dichte Sandsteine, Slates, Bashenovsky-Retina;
2. Hochviskose und harte Öl - natürliche Bitumen, Ölsand.

Es ist erwähnenswert, dass das Öl, das der ersten Gruppe in Bezug auf seine Qualitätsmerkmale gehört, ziemlich vergleichbar ist mit diesem Öl, das auf traditioneller Weise hergestellt wird.

Angesichts der Schwierigkeiten während der Extraktion eines solchen Öls ist es erwähnenswert, dass die üblichen Methoden der Entwicklung solcher Ablagerungen unwirksam sein werden. In dieser Hinsicht werden völlig andere Technologien, die angemessene Kosten erfordern, angewendet werden. Im Laufe von mehreren Jahren studieren Experten die Einlagen eines schwierigen Öls und entwickeln geeignet und gleichzeitig relativ Budget, Methoden für seine Produktion.

Somit führt die Entwicklung schwieriger Ölreserven durch traditionelle Methoden dazu, dass zunächst eine Ressource aus dem Well gut geht, sondern es sicht schnell heraus. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Ölherstellung in diesem Fall aus einem kleinen Bereich durchgeführt wird, der eng an den perforierten Abschnitt des Brunnens angrenzt. In dieser Hinsicht gibt das Bohren der üblichen vertikalen Wells nicht das notwendige Ergebnis. In diesem Fall sollten Methoden verwendet werden, um die Produktivität der Leistung zu erhöhen. In der Regel zielen sie darauf ab, den Kontaktbereich mit der Formation zu erhöhen, was eine große Ölsättigung aufweist. Ein solcher Effekt kann durch Bohren von Brunnen mit einem großen horizontalen Abschnitt sowie der Verwendung des Verfahrens des Reservoirs der Bildung an mehreren Stellen gleichzeitig erreicht werden. Diese Methode wird auch häufig in der Extraktion von Schieferöl eingesetzt. Für den Bergbau, zum Beispiel natürliches Bitumen oder kleines Öl ist dieses Verfahren jedoch unwirksam.

Die Wahl der Produktionsmethoden solcher Rohstoffe basiert auf einem solchen Parameter wie die Tiefe der mit Öl gesättigten Felsen. Wenn sich die Ablagerungen in relativ geringer Tiefe auf mehrere Zehnzähler befinden, wird ein offenes Minenverfahren verwendet. Andernfalls, wenn die Tiefe des Ereignisses groß genug ist, wird anschließend hartes Öl mit der Fähre unter dem Boden zunächst erwärmt, mit dem Sie es liquide und an der Oberfläche leiten können. Die Herstellung von Dampf, das in dem Brunnen verborgen ist, wird in einem speziellen Kesselraum durchgeführt. Es ist erwähnenswert, dass Schwierigkeiten bei der Verwendung dieser Methode auftreten, wenn die Tiefe des Auftretens von schwierigem Öl stark groß ist. Dies ist auf die Tatsache zurückzuführen, dass Dampf auf dem Weg zu Öl seine Temperatur verliert, wodurch kein Öl nach Bedarf erwärmt wird, wodurch sich seine Viskosität nicht bei Bedarf ändert. Daher gibt es ein Verfahren zur Dampfgasbelastung, das nicht dem Paar im Vorratsbehälter geliefert wird, und deren Empfang ist in der gewünschten Tiefe rechts. Installieren Sie dazu den Dampferzeuger direkt in die Schlachtung. Spezielle Reagenzien werden dem Dampferzeuger geliefert, wenn das Wechselwirkung durch Wärme unterscheidet, was zur Bildung von Stickstoff, Kohlendioxid und Wasser beiträgt. Wenn Kohlendioxid in Öl gelöst wird, wird es auch weniger viskosen.

Somit ist es erwähnenswert, dass das schwierige Öl eine wichtige Ressource ist, deren Extraktion ermöglicht, die Extraktion der erforderlichen Ölvolumina zu unterstützen. Für seine Extraktion sollten jedoch grundsätzlich unterschiedliche Methoden, die sich signifikant von der Herstellung von Öl aus traditionellen Ablagerungen unterscheiden, angewendet werden. Dies beinhaltet wiederum zusätzliche Finanzstände. In dieser Hinsicht beträgt die endgültigen Kosten für das schwierige Öl etwa 20 US-Dollar pro Barrel, während die Kosten von 1 Barrel traditionellem Öl 3-7 Dollar beträgt. Der Spezialist arbeitet weiterhin an neuen Technologien, mit denen kein Öl mit minimalem Öl mit minimalen Kosten ermöglicht wird.

Thema: Perspektiven für die Entwicklung der schwierigen Reserven an der Republik und in Russland als Ganzes

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Universität: Almetyevsky State Oil Institute

Jahr und Stadt: Almetyevsk 2013

EINLEITUNG 3.

1. Aussichten für TIZ. Subsoil-Nutzung und Entwicklung der Ressourcenbasis in der Republik Tadschikistan und in Russland 4

2. Aussichten für die Entwicklung der Ölindustrie 9

3. Wissenschaftliche Unterstützung neuer Technologien für die Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Reserven 13

Schlussfolgerung 22.

Liste der referenzen 23

Einführung

Die Hauptrücklage für die Aufrechterhaltung der Ölproduktionsniveaus in vielen Regionen der Russischen Föderation in modernen Bedingungen für die Entwicklung der Branche ist die schwierigen Ölreserven (TIZ). Wenn zu Beginn der 60er Jahre. Der Anteil schwieriger Reserven im allgemeinen Gleichgewicht des UdSSR / Russlands betrug etwa 10%, in den 90er Jahren. Es hat 50% überschritten und steigt weiter an. Die Ölindustrie von Tatarstan 60 Jahre nach der Eröffnung des ersten industriellen Ölfeldes überlebte das Wachstum, die 7-jährige Stabilisierung mit der Produktionsniveau von mehr als 100 Millionen Tonnen / Jahr, dem anschließenden kontinuierlichen Rückgang über 19 Jahre und dann nach einem kleinen Das Wachstum (1995) kam erneut die Zeit der Stabilisierung der Produktion von über 25 Millionen Tonnen / Jahr. Dies war weitgehend das Ergebnis der Umsetzung einer Reihe von Ölwiederherstellungsprogrammen auf Anlagen mit schwierigen Ölreserven. Deshalb ist die Erfahrung der langjährigen Entwicklung hier von Einlagen und Reservoirs mit dem TIM und der Verbesserung der Effizienz ihrer Entwicklung sehr wertvoll.

Die Relevanz des Problems. In der wirtschaftlichen Situation in Russland hat das Problem der Verbesserung der Effizienz der Ölreserven für Ölreserven auf die Anwendung der neuesten Technologien für das Design, die Entwicklung und Koordination von Feldern in alten Ölerzeugungsbereiche besondere Relevanz. Die Stabilität des Ölproduktionsniveaus in den in den endgültigen Entwicklungsstadien, die in die endgültigen Entwicklungsstufen eingetragen hat, wird durch die rationale Nutzung der restlichen schwierigen Reserven bestimmt. Im Wesentlichen werden die Reserven aller Ablagerungen an der späteren Entwicklungsphase in schwieriger Erholung umgewandelt. Jetzt wird etwa die Hälfte des im Land erzeugten Öls von den schwierigsten Reserven bereitgestellt.

Der Zweck dieser Arbeit ist: eine Studie der wissenschaftlichen Bereitstellung neuer Technologien für die Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Reserven. Die folgenden Aufgaben fließen aus dem Ziel aus: Betrachten Sie die Aussichten für die Entwicklung der Ölproduktion im Land und die Dynamik schwieriger Rückreserve der Ölrückgewinnung der Russland-Einlagen.

1. Ausblick der TIZ. Subsoil-Nutzung und Entwicklung der Ressourcenbasis in der Republik Tadschikistan und in Russland

Für Russland - Länder mit kolossalen Natur- und Ressourcenpotenzial - die Entwicklung der Beziehungen, die sich auf die Bereitstellung von Rechten zur Verwendung von Subboden und der Kontrolle über die Erfüllung der Voraussetzungen für ihre Bestimmung zusammenhängen, verwenden die Verwendung von Beziehungen im Prozess des Untergrundes zur Regulierung der Das breitere Spektrum von sozioökonomischen Prozessen gehört zu den wichtigsten. In unserer Stellungnahme ist der komplexe Charakter der Beziehungen des Untergrundverfahrens im Zuge der wirtschaftlichen Reformen des Untergrundes, der Umfang ihrer Aktion, nicht realisiert und nicht fair vollständig verwendet.

In Russland werden seit langem (seit 1994) die Wachstum von Kohlenwasserstoffrohstoffen nicht für die Öl- und Gasherstellung kompensiert. Nur von 1994 bis 2000 belief sich nicht auf dem Bergbau von flüssigen Kohlenwasserstoffen auf etwa 700 Millionen% des Gases - mehr als 2,3 Billionen. m3. In den folgenden Jahren intensivierte diese Verzögerung nur. Also, wenn für 1997-2001 Der Anstieg der industriellen Ölreserven, einschließlich Gaskondensat, lieferte seine Produktion von 86% im Jahr 2002 - nur 64%, erreichte 243 Millionen Tonnen mit der Extraktion von 421,4 Millionen Tonnen. Darüber hinaus ist die Qualität der Ressourcenbasis schlechter. Der Anteil schwieriger Reserven in Russland übertraf 55%. Der Anteil der Reserven, dessen Produktionsgrad beträgt mehr als 80%, übersteigt 25% der von Ölunternehmen entwickelten Reserven, und der Anteil der Reservelreserven von mehr als 70% beträgt mehr als 30%. Von 1991 bis 2001 stieg in der Struktur der erzielbaren Reserven die Anzahl der kleinen Einlagen um 40%, während die Anzahl der einzigartigen und großen, um mehr als 20% abnahm. Im Allgemeinen gehören 80% der Ablagerungen des Staatsbilanz in der Kategorie kleiner.

Die Ursachen des ungünstigen Zustands der Rohstoffbasis sind dem Fachmann alles bekannt. Dies sind stark reduzierte Volumina regionaler geologischer und Erkundungsarbeiten an Öl und Gas aufgrund der Gesamtreduzierung der öffentlichen Fonds, die diesen Toren zugewiesen wurden, sowie das Fehlen einer relevanten Motivation in Öl- und Gasunternehmen - Subsolen-Benutzer und schwache Kontrolle durch den Staat für Gewährleistung der rationalen Nutzung des Untergrundes und der Effizienz der Entwicklung von Ablagerungen sowie das Fehlen der notwendigen Befugnisse zur staatlichen Regulierung des Untergrundes nutzen die Beziehungen in den Bundeskörpern in den Bundeskörpern, die Regierungspolitik bei der Herstellung brennbarer Mineralien durchgeführt werden. Darüber hinaus reduzieren Deckkraft, Korruption, hohe Risiken, insbesondere mit der Fähigkeit, Lizenzen für mineralische Ressourcen des Subsoil-Nutzers zu widerrufen, die Anlagentuch der Tätigkeit dieser Tätigkeit.

Bis 2002 nahmen die Regionen aktiv an der Investition der Wiedergabe der Mineralressourcenbasis teil. Ihre Investitionen in der geologischen Erkundung von 2-3-fachen übertrafen das Volumen der Bundesanlagen. Selbst im Jahr 2003, als die regionalen Budgets praktisch von den Quellen der Finanzierungsgeologie beraubt wurden, in Höhe von ungefähr dem gleichen Betrag wie das Bundeshaushalt. Mit der Abstrapition der Abzüge zur Wiedergabe der mineralrauen Materialbasis sank das Erkundungsvolumen in den wichtigsten ölerzeugenden Regionen Russlands um 1,5-1,8-mal. Gleichzeitig wurde angenommen, dass Bergbauunternehmen unabhängig und auf Kosten ihrer eigenen Fonds die geologische Erkundung durchführen und die Erhöhung der Mineralreserven sicherstellen sollten. Die entsprechenden Anreize der Subsolenbenutzer erhalten jedoch nicht. Infolgedessen sollten die Rechtsvorschriften diese Aktivität anregen, die wichtige staatliche Bedeutung hat.

Der etablierte Marktmechanismus für das Management der Wirtschaft ohne die Umsetzung staatlicher Verordnungsmaßnahmen der Subsoil-Nutzung bietet keine umfassende Lösung für die strategischen Aufgaben der Verwendung der Mineralressourcenbasis. Infolgedessen gab es in regionaler Werke eine langfristige Verzögerung in regionalen Werken, sowohl in den wichtigsten Öl- als auch in der Gasherstellungsregion und auf neuen vielversprechenden Öl- und Gasprovinzen. Im Wesentlichen Zeit, um neue Regionen vorzubereiten, um große Such- und Bewertungsarbeiten und in der Zukunft und in der Zukunft und zur Vorbereitung industrieller Kohlenwasserstoffreserven durchzuführen.

Bei der Intensivierung der Ölproduktionsgrenze in den alten Regionen wird fast nichts getan, um sich auf die Verschiebung vorzubereiten. Sie können das sowjetische Planungssystem irgendwie kritisieren, aber es hat immer den Interessenten berücksichtigt. Es war die Tradition der Entwicklung der Mineralressourcenbasis des Landes.

Im Zusammenhang mit der folgenden Möglichkeiten sollten die Arbeit auf der Untersuchung neuer Regionen durchgeführt werden, die die Stabilisierung der Situation in diesem Bereich gewährleisten würden. Darüber hinaus haben solche Regionen im Land immer noch: Zunächst einmal der Kaspische, östliche Sibirien, Regale des Randes der Meere. Die Delegation bei der Lösung dieser wichtigsten Aufgabe kann zum Verlust nationaler Kraftstoff- und Energieressourcen führen. Die erfolgreiche Entscheidung dieses Problems ist jedoch unmöglich, ohne neue Gesetze anzunehmen, die den Ausgang von Subsoil-Benutzern an diese Regionen angeregt hätten.

Im Allgemeinen sollte das System der staatlichen Verabreichung der Subsoil-Nutzung auf der Grundlage der strategischen Interessen des Staates als solcher und den Themen der Russischen Föderation beruhen, wobei die wirtschaftlichen Interessen der wirtschaftlichen Entitäten berücksichtigt werden. Dafür brauchen Sie:

Um eine echte Überwachung aller ausgestellten Lizenzen und des gesamten Systems des Lizenzierungssgendoils durchzuführen;

Entwickeln Sie eine allgemeine Strategie zum Verwalten von Subbühnungen mit dem Fokus auf die Bildung von Verfahren und Prinzipien der Objektivierung von Untergrundvergünstigungen;

Bereitstellung eines stabilen Steuersystems für den Untergrundverbrauch, den (ohne Notwendigkeit) bestehende Gesetze und Regeln nicht zu ändern.

Die Ressourcenbasis des Landes sollte sich unter dem erweiterten Reproduktionsprogramm entwickeln. Erklärungen zu den Reserven von russischen Unternehmen und Vorschlägen für die Einführung wirtschaftlicher Sanktionen auf Aktien von mehr als acht - neunjähriger Sicherheit, fehlerhaft, tatsächlich fehlerhaft und sind gefährlich für die wirtschaftliche Entwicklung des Landes.

Aussichten für die Entwicklung der Ölproduktion.

Die potenziellen Ölproduktion in Russland wird hauptsächlich durch folgende Faktoren ermittelt: Die Nachfrage nach flüssigen Brennstoffen und dem Stand der Weltpreise, die Entwicklung der Verkehrsinfrastruktur, die Steuerbedingungen und die wissenschaftlichen und technischen Errungenschaften bei der Erkundung der Erkundung von Einlagen sowie die Qualität der erforschten Rohstoffbasis.

Perspektive Volumina der Ölproduktion in Russland werden sich je nach einer Variante der sozioökonomischen Entwicklung des Landes erheblich unterscheiden. Mit einer Kombination aus günstigen internen und externen Bedingungen und Faktoren (optimistische und günstige Entwicklungsmöglichkeiten) kann die Ölproduktion in Russland auf rund 460-470 Millionen Tonnen betragen. 2010 und stieg auf 500-520 Millionen Tonnen. Bis 2020 mit externen und internen Bedingungen, der eine moderate Version der sozioökonomischen Entwicklung des Landes bildet, wird die Ölproduktion deutlich niedriger - bis zu 450 Millionen Tonnen. 2010 und Bis zu 460 Millionen Tonnen. Im Jahr 2020 kann die Ölproduktion in der kritischen Version nur in den nächsten 1-2 Jahren fortgesetzt werden, und der Extraktionsabfall wird erwartet: Bis zu 360 Millionen Tonnen. Bis 2010 und bis zu 315 Millionen Tonnen. Von 2020.

Die Ölproduktion wird durchgeführt und entwickelt sich in Russland sowohl in traditionellen Ölerzeugungsgebieten wie der westlichen Sibirien, der Volga-Region, dem Nordkaukasus und in den neuen Öl- und Gasprovinzen im europäischen Norden (Timano-Pechora-Region), in Ostsibirien und Fernost, Südrussland (North Caspian Province).

Die Hauptöldatenbank des Landes für den gesamten Berichtszeitraum bleibt westsibirischer Öl- und Gas-Provinz. Die Ölproduktion in der Region wird bis 2010 in allen Optionen in allen Optionen steigen, mit Ausnahme von kritischem, und dann etwas verringert und wird im Jahr 2020 etwas verringert. 290-315 Millionen Tonnen. Im Rahmen der kritischen Version ist die Entwicklung von Ablagerungen mit schwer zu schwerer -Remove-Reserven werden zu einem geringen rentablen, der zu einem erheblichen Produktionsfracht in der Region führt.

In der Volga-Ural-Provinz und im Nordkaukasus wird die Ölproduktion aufgrund der Erschöpfung der Rohstoffbasis fallen. In mäßigen und kritischen Optionen wird der Bergbau in diesen Regionen intensiver sinken.

Im Allgemeinen sinkt im europäischen Teil Russlands die Ölproduktion (einschließlich Regale) ab und wird bis 2020 90-100 Millionen Tonnen betragen. (gegen 110 Millionen Tonnen 2002).

Basierend auf der modernen und projizierten Qualität der Rohstoffbasisbranche ist es notwendig:

Erhebliche Intensivierung der geologischen Erkundung, um den notwendigen Anstieg des Bergbaus von ungeöffneten Einlagen zu gewährleisten (das staatliche Programm des Lizenzierungsunterbusses sollte unter Berücksichtigung der wahrscheinlichen Risiken, um die Erreichung der nachhaltigen Entwicklung der geologischen Erkundung und Investitionen der Branche sicherzustellen);

Eine Erhöhung der Ölwiederherstellungskoeffizienten, um das erzielbare Potenzial und die aktuelle Herstellung von entwickelten Ablagerungen zu erhöhen.

2 Aussichten für die Entwicklung der Ölindustrie

Die Republik Tatarstan ist der älteste Ölerzeugungsbereich des Landes. Es gibt positive Faktoren, die optimistisch ermöglichen, die Aussichten für die Erstellung neuer Reserven in alten Ölerzeugungsbereichen zu bewerten.

Die Praxis zeigt, dass die prognostizierten Ressourcen und Bewertung als Studium die Republik Tatarstan kontinuierlich erhöhen. Klassische Bestätigung davon. In Tatarstan gab es in den Jahren der Marktreformen eine erweiterte Reproduktion von Ölreserven gegen 20-50% in den Vorjahren. Die Bereitstellung bewährter Reserven der aktuellen Produktion während des kontinuierlichen Wachstums erhöhte sich und ist derzeit höher als im Land. Die Republik bewertet regelmäßig die Prognoseölressourcen. Infolgedessen sind die anfänglichen Gesamtressourcen (wiederherstellbare) Ressourcen in den letzten zehn Jahren um 21% gestiegen. Ungefähre erzielbare Ressourcen werden vor mehr als 30 Jahren geschätzt. Wenn Sie studieren, werden sie zunehmen. Weitere Neubewertung der prognostizierten Ressourcen, die einmal in 5 Jahren gehalten wird. In der Regel führt jede Neubewertung von Prognoseressourcen zu ihrer Erhöhung.

Zweitens wird bei der Auswertung von Ressourcen der Öltraktionskoeffizient (KIN) in der Regel 30-35% betragen. Es wird angenommen, dass mit den entwickelten Technologien in den Tiefen nach der Extraktion der erzielbaren Reserven zweimal mehr Öl bleiben, was bis zum Ende der Entwicklung von Ablagerungen hergestellt wird.

Obwohl die Republik Tatarstan durch eine hohe Reproduktionsfähigkeit des Untergrundes in den Jahren der Marktreformen gekennzeichnet ist, hat sich die Reproduktion von Rückreserven in Schrott verbessert und mit dem durchschnittlichen Russischen mit günstigerem verglichen. Im Gesamtvolumen der Reserven ging jedoch auf Kosten neuer Entdeckungen von 49,2 auf 13% / Jahr ab. Trotz der ausreichenden Sicherheit der Ölreserven in der Strategie wird die Erstellung neuer Aktien erheblich aufmerksam gemacht. Dies ist auf den hohen Anteil schwieriger Ölreserven von 80% zurückzuführen. Die Reproduktionsstrategie der Reproduktion von Reserven für langfristig in alten Ölbereichen sollte Arbeit in drei Richtungen umfassen:

Weitere Studie und Hinterlegung von Ölablagerungen in traditionellen Geheimdingen (Devon- und Kohlenstoffablagerungen).

Weitwändige Arbeit an der Zunahme in Kin, die eine neue wichtigste Richtung der Ressourcenbasis der alten Ölerzeugungsbereiche sein kann.

Geologische Untersuchung des Öl- und Gasgehalts von nicht traditionellen Gegenständen von tiefen Klebstoffsteinen der kristallinen Fundament- und der Riff-Vektoren Sedimental Sedimente, Perm-Bituminös-Bitumen.

Derzeit betreiben 28 kleine Ölunternehmen in der Ölindustrie der Republik Tatarstan, der Ölproduktion, auf der von 10 Tausend bis 500 Tausend Tonnen / Jahr liegt. Meistens wurden diese Unternehmen auf der Grundlage des Erlasses des Präsidenten der Republik Tatarstan in einem Anstieg der Ölproduktion 1997-1998 erstellt. In wettbewerbsfähiger Basis wurden 67 Ölablagerungen an sie übertragen, und hauptsächlich mit schwierigen Reserven, die hochfeuerte Öl enthalten, von denen die meisten vor 15-30 Jahren geöffnet waren. Die Schaffung neuer Ölunternehmen hat die Situation mit der Ölproduktion in der Republik grundlegend verändert. Neue innovative Technologien, Wettbewerb, neue Mun- und Produktionsmethoden sind erschienen. Im Jahr 2004 wurden in kleinen Unternehmen mehr als 4,8 Millionen Tonnen abgebaut. In den kommenden Jahren ist es geplant, die Ölproduktion auf alle unabhängigen Ölunternehmen auf 8 Millionen Tonnen / Jahr mitzubringen.

Die Erfahrung der Entwicklung der Ölindustrie von Tatarstan zeigte folgende

Die Optimierung der Bedingungen für den Untergrund und der Besteuerung ist der Schlüssel, um das Problem der Marine zu lösen und die Bedürfnisse des Landes in Öl und Gas zu gewährleisten,

Steuerstimulation und differenzierte Besteuerung der Ölproduktion Je nach Bergbau- und geologischen Bedingungen und Reserven können Verarmungspensionen ohne Korruption reguliert und verabreicht werden.

Das derzeitige Gesetz "auf Subsoil" ermöglicht die Unterscheidung von NPPI, um die Entwicklung von "alten" und erschöpften Ablagerungen anzuregen;

Wenn Sie sich sorgfältig auf die Tiefen und Märkte beziehen, die sie auf dem Niveau der Themen der Föderation entsorgen, dann gibt es enorme Möglichkeiten, weitere Möglichkeiten

Um die Strategie für die Entwicklung des Öl- und Gaskomplexes der Republik Tatarstan erfolgreich umzusetzen, ist es erforderlich, günstige Bedingungen zu schaffen, die den notwendigen Anstieg der Reserven und des Öls sicherstellen, was infolge der Annahme eines möglich ist Mehr fortgeschrittene Gesetz "auf Subsolen", dessen Projekt auf der Diskussion ist.

Für die erfolgreiche Umsetzung der Energiestrategie der Republik Tatarstan bis 2020 ist es notwendig, normale Bedingungen für die Entwicklung der Ölindustrie zu schaffen. Zu diesem Zweck folgt es:

Speichern Sie den aktuellen Subsoil-Anwendungsmechanismus - Gemeinsame Verwaltung des Verbandes der Föderation und der konstituierenden Entitäten der Russischen Föderation über die Ausgabe von Lizenzen auf dem Prinzip der "zwei Schlüssel": die Russische Föderation und das Thema der Russischen Föderation;

Sorgen Sie für die Möglichkeit einer Delegation eines Teils der Mächte des Bundesabteilung der Subsoil-Nutzung auf regionaler Ebene; Transfer an regionale Behörden der Behörde, um kleine und mittlere Einlagen nützliche Mineralien mit extrahierbaren Ölreserven auf 30 Millionen Tonnen zu bestellen;

Einführung der differenzierten Besteuerung der Ölerzeugungsabhängigkeit von den Bergbau- und geologischen und geografischen Bedingungen für die Entwicklung von Ölfeldern und Rohstoffqualitäten von Öl in Tiefen;

Um die Wirksamkeit der Entwicklung des Untergrundes zu verbessern, ist es notwendig, sowohl die wettbewerbsfähige als auch die Auktionsform des Zugangs auf die Tiefe zu schreiben, wobei jeder von ihnen Vor- und Nachteile verfügt und in Abhängigkeit von den spezifischen Bedingungen angewendet werden kann;

Für den rationalen Einsatz von Subsolen-Ressourcen ist es notwendig, die staatliche Kontrolle über die Umsetzung der vereinbarten Voraussetzungen zu stärken; Dies ist durch jährliche Ergänzungen an lizenzierende Vereinbarungen möglich, bei denen ein jährliches Produktionsniveau, die Reproduktion von Reserven, Erkenntnissen und operativen Bohrvolumina erfasst werden; Sie werden von den in der vorgeschriebenen Weise genehmigten Design-Dokumente genommen, die in der vorgeschriebenen Art und der Autorenaufsichtsbehörden genehmigt wurden; Kontrollieren Sie die Ausführung durch die MPR der Russischen Föderation; Positive Erfahrung ist in der Republik Tatarstan verfügbar.

Im Gesetz "auf dem Subboden" ist es notwendig, Anreize für die Marine aufgrund einer Stornierung von Zahlungen für das Durchführung von Kohlenwasserstoffen auf eigene Fonds von Subsolenbenutzern, der Anwendungsart der Einreichung von Gebieten für die riskante Ölindustrie, bereitzustellen, Zahlung von Subsoil-Benutzern der historischen Kosten des Staates in den Tiefen des Subbahns erst nach der Veröffentlichung des Projekts, nachdem das Projekt zur Amortisation und Erhalt einer ausreichenden Weaway veröffentlicht wird, und vereinfacht das Verfahren zur Registrierung von Entdeckungen, der vollständigen Finanzierung der regionalen und funktionalen geologischen Forschung auf Kosten der Zustand;

Um auf der Regierungsebene "Regeln für die Entwicklung von Ölfeldern" zu genehmigen, und für den rationalen Einsatz von Kohlenwasserstoff-Feedstockreserven, ist die staatliche Kommission über die Reserven und Preise der Mineralstoffkommission über die Entwicklung von Verbrennungsablagerungen nützlich, um direkt an der zu untergeordneten Regierung Russlands.

3. Wissenschaftliche Unterstützung neuer Technologien für die Entwicklung von Ölfeldern mit schwierigen Reserven

Der Anteil schwieriger Reserven in niedrigdurchlässigen Sammlern in Podiumzonen und mit viskosen Ölen steigt weiter an und beträgt nun etwa 60% (Abb. 3.1).

Leider verschlechtert sich die Qualität der Restbestände auch wegen der aktiveren Erzeugung guter, aktiver Aktien. Wenn die aktiven Reserven durchschnittlich um 75% von dem Strom entwickelt wurden, dann wartet hart um nur 35%.

Abbildung 3.1 - Dynamik der hartnäckigen Ölrückgewinnung in Russland

Aus Abbildung 3.1 ist ersichtlich, dass der Projektkoeffizient der Ölrückerstattung mit einem Anstieg des Anteils an schwierigen Reserven seit vielen Jahren gesunken ist, und nur in den letzten Jahren begannen sich leicht zu wachsen.

Diese Abhängigkeiten sind durch die aktuelle langfristige Tendenz in der Entwicklung von Ölfeldern ziemlich hell veranschaulicht - eine negative Änderung der Aktienstruktur seit vielen Jahren wurde leider nicht durch die Verbesserung der verwendeten Ölerholtechnologien kompensiert.

In einigen Fällen war dies auf das Fehlen technologischer Lösungen für eine wirksame Ölrückgewinnung für bestimmte geologische und physikalische Bedingungen, die in den letzten Jahren dadurch verschärft wurden, dass die betreffenden Forschungsarbeit begrenzt war. Noch bekannte neue Technologien werden jedoch nicht für Subsoil-Benutzer verwendet. Der Grund ist in der Regel, dass ihre Verwendung mit hohen Kosten verbunden ist, insbesondere in der Anfangsperiode der Feldentwicklung, und Subsoil-Benutzer vermeiden oft die Notwendigkeit. Die Hoffnungen auf die Ankunft neuer Technologien der Ölrückgewinnung im Zusammenhang mit der Arbeit an den Bereichen ausländischer Unternehmen waren nicht vollständig gerechtfertigt.

Das spezielle Problem des Landes ist die Werkseinzahlungen - nun beträgt der durchschnittliche wasserdichte der erzeugten Produkte etwa 86%.

Da das Hauptverfahren der Entwicklung von Ablagerungen des Landes eine Überschwemmung ist, erhöht sich die Anzahl der Restölreserven in den wasserdichten Schichten ständig. Um diese Aktien zu maximieren, ist es auch notwendig, fortgeschrittene Technologien zu verwenden.

Unter Berücksichtigung der aufstrebenden Struktur von Aktien und Perspektiven für ihre Entwicklung kann argumentiert werden, dass ein Anstieg der Ölrückgewinnung aus hartgiftigen Reserven sowie Reserven in Reservoir-Formationen argumentiert werden kann, dass eine erhebliche Rolle beim Wachstum von erzielbar ist Reserven des Landes sollten abgespielt werden.

Es sei darauf hingewiesen, dass internationale Ölerzeugungsunternehmen besondere Aufmerksamkeit auf den Zunahme der erzielbaren Reserven durch Anwenden neuer Ölwiederherstellungstechnologien achten: Ölwiederherstellungs-Technologien bieten 4 bis 12% des Wachstums der erzielbaren Reserven.

Laut ausländischen Forschern schätzt die durchschnittliche Designölrückgewinnung der Welt in den USA in den USA - 39%, während die durchschnittliche echte Ölrücklage in der Zukunft in Höhe von 50 bis 60% vorhergesagt wird.

Drei große Blöcke der Hauptverfahren für die Entwicklung von Ölfeldern können unterschieden werden: Natürliches Regime, sekundäre Methoden und tertiäre Methoden (Verfahren zur Erhöhung der Ölgewinnung).

Die weit verbreitete Verwendung der Anpflanzung ermöglichte es, die Effizienz der Entwicklung von Ölfeldern des Landes deutlich zu steigern. Zusätzliche zunehmende Ölrückgewinnung Ölrückgewinnung in der Fabrik unter bestimmten Bedingungen sorgen für sogenannte hydrodynamische Expositionsmethoden: einen zyklischen Effekt mit einer Variablen der Filtrationsströme, systemische OPE-Implementierungstechnologie, horizontale Brunnen, hydraulische Reservoirs im Wannensystem und anderen.

Gleichzeitig kann gemäß den meisten Fachleuten eine radikale Erhöhung des durchschnittlichen Ölrückgewindekoeffizienten des Landes, insbesondere in schwierigen Reserven, nur mit einem erheblichen Anstieg der Verwendung von "tertiären" Methoden erreicht werden: Thermo-, Gas und Chemikalie (Erreichte die Ölgewinnung 35 - 70%).

Gleichzeitig sind die Methoden der zunehmenden Ölrückgewinnung viel komplexer, verglichen mit den Fabrik, Prozessen, die auf den Mechanismen der zusätzlichen Ölextraktion aus dem porösen Medium basieren. Die Technologien dieser Methoden erfordern sowohl eine vor-gründliche wissenschaftliche Begrufung in Bezug auf bestimmte Bedingungen und anschließende wissenschaftliche Unterstützung, wenn sie mit neuen und grundsätzlich neuen Mittel zur Kontrolle und Regulierung angewendet werden.

All dies erfordert zusätzliche Kosten. Gleichzeitig sind echte Investitionen zur Erstellung neuer Technologien in Inlandsunternehmen eine Größenordnung von Größenordnung als bei Fremd.

Ausländisches und inländisches Erlebnis zeugen jedoch, dass die Komplexität und zusätzliche Kosten letztendlich durch erhöhte Effizienz kompensiert werden.

Es gibt Informationen für mehr als 1500 Mondprojekte in der Welt. Der jährliche Bergbau wird auf 120-130 Millionen Tonnen geschätzt.

In den USA Anfang 2010 gab es 194 Projekte, um die Ölrückgewinnung zu erhöhen. Seit 1998 ist ihre Nummer seit 1998 etwas verringert, wechselte 1988 von 1998. bis 143 - im Jahr 2004 und 194 - im Jahr 2010, aber während ihre Konsolidierung stattgefunden hatte. Die gesamte Ölproduktion auf Kosten dieser Methoden beträgt 34,4 Millionen Tonnen / Jahr. Es ist besonders wichtig zu beachten, dass der Anteil der Ölproduktion über die "tertiären" Methoden in der Gesamtproduktion in den Vereinigten Staaten etwa 12% beträgt.

In Anbetracht des Staates und der Aussichten für den Einsatz von Methoden zur Erhöhung der Erdölgewinnung sollte es über die inländische Erfahrung der aktiven Einführung dieser Methoden in den 80er Jahren des letzten Jahrhunderts gesagt werden.

Der Impuls für die Entwicklung des Problems war ein besonderes Erlass der Regierung des Landes (1976), das das Volumen der zusätzlichen Ölproduktion aufgrund der Verwendung von "tertiären" Methoden zur Erhöhung der Ölrückgewinnung sowie des Volumens von Probleme in dem für dieses Material und technischen Mitteln notwendigen Land. Es sorgt auch für die wirtschaftliche Anregung der Umsetzung von Pilot-Industriearbeiten durch ölerzeugende Unternehmen. Um die Anstrengungen zur Lösung dieses Problems zu konzentrieren, wurde der "intersektorische wissenschaftliche und technische Komplex" Nefteeotud "erstellt. Die organisatorische Struktur des Komplexes hat sowohl wissenschaftliche Unterstützung des Problems zur Verfügung gestellt und die Umsetzung des Programms erfahrener Arbeiten gewährleistet.

Auf die Struktur von RNHTK-Dienstunternehmen ("Termneft", "SoyuzneftePromhim", "Soyuzneftsach", "Tatnefteftebitum"), durchgeführt auf erfahrenen Fischern von ölerzeugenden Unternehmen und Luft, Kohlenwasserstoffgas, Installation von Sonderausrüstungen).

Für einen relativ kurzen Zeitraum stieg die zusätzliche Ölproduktion aufgrund der "tertiären" Methoden auf 11 Millionen Tonnen / Jahr. Die wissenschaftliche Unterstützung des Problems wurde durch das "Vniineft" mit der Bereitstellung geeigneter Finanzmittel durchgeführt.

Mit dem Übergang der Ölindustrie in das neue Geschäftssystem wurden die Mechanismen der Anregung des Problems der zunehmenden Ölrückgewinnung aufgehört, die Tätigkeit der wissenschaftlichen Forschung war erheblich reduziert, die Verwendung von Methoden begann zu sinken.

Der Bergbau auf Kosten von "tertiären" -Methoden übersteigt jetzt nur geringfügig 1,5 Millionen Tonnen / Jahr. In den letzten Jahren wurden in den Feldern des Landes mehrere Projekte zur Verwendung von thermischen und Gasaufprallmethoden eingeleitet. Gleichzeitig gibt es unserer Meinung nach in unserer Ansicht eine Reihe von Problemen anstelle einer angewandten Reihenfolge, deren Studie nicht verschoben werden kann, wenn wir das Ziel einer Erhöhung der Entwicklung der schwer zu erholsamen Aktien in den kommenden Jahren festlegen . Unter diesen Problemen:

Regulierung der Bewegung der Lösungen der Lösungen der Chemikalien auf dem Reservoir;

Reduzierung der Adsorption chemischer Reagenzien auf einem porösen Medium;

Erstellung von Adresszusammensetzungen von Chemikalien zur spezifischen Bedingungen des Reservoirs;

Intraftrast-Abnahme der Viskosität von Öl durch chemische Mittel;

Simulation von Filterprozessen verschiedener Ölgewinnung;

Regulierung des Verfahrens der intrablockigen Oxidation von Öl;

Bestimmung des Einflusses der Eigenschaften des porösen Mediums und in das Reservoir von Mitteln an den Kinetik der Oxidation, wenn die Hochdruckluft injiziert wird;

Bestimmung der Temperatureffekt auf den Kapillareigenschaften des porösen Mediums;

Bestimmung der Temperatureffekt auf die Phasenpermeabilitätskurven für verschiedene poröse Medien;

Optimierung von Gasmittel beim Kombinieren von Gas- und Wassereinspritzung;

Die Verwendung von Schaumsystemen und anderen Reagenzien zur Regulierung von physikalisch-chemischen, thermischen und Gasverfahren;

Schätzung der Effizienz der Injektion von schwachmineralisiertem Wasser in die Schichten, wodurch die Benetzung des porösen Mediums wechselt;

Bewertung der Wirksamkeit von Methoden zur Erhöhung der Ölrückgewinnung auf kommerziellen Daten und vielen anderen.

Die Bände und die Nutzungsniveau bei der Verwendung von Methoden zur Erhöhung der Erdölgewinnung und der Entwicklung von schwer zu erholsamen Beständen entsprechen leider ihre derzeitige wissenschaftliche Unterstützung.

Obwohl das Fehlen von Bundes- und Branchenprogrammen zu diesem Thema nicht speziell, um die Forschungsmengen zu individuellen Methoden zu präsentieren, aber indirekte Indikatoren (insbesondere im Vergleich zu ausländischen Unternehmen) sind jedoch ausreichend beredt.

Somit nach Berichten, Kosten für Forschungs- und Entwicklungsarbeit in ausländischen Öl- und Gasunternehmen um 6 - 10-mal mehr als in großen russischen Unternehmen.

Abbildung 3.2 - Niocar-Finanzierungsvolumen pro Forscher, tausend Dollar.

Nach G.I. SHMAL, Shell für Forschung und Entwicklung im Jahr 2007 - 1,2 Mrd. USD, 2008 - 1,3 Mrd. USD, 2009 - 1 Milliarde Dollar. Die Kosten aller russischen Ölunternehmen zusammen mit Gazprom über F & E waren 250 Millionen Dollar im selben Jahr . In Anbetracht der allwunken der wissenschaftlichen Bestimmung für die Erstellung neuer Technologien notieren wir, dass wir an deren Finanzierung sowohl des Staates als auch an deren Unternehmen teilnehmen müssen. Es ist zu sehen (Abb. 3.2), dass in Russland die Finanzierung von Russland deutlich geringer ist als in anderen Ländern - sowohl vom Staat als auch aus dem Staat, und vor allem zum Teil des Geschäfts.

Interessante Patentangebote im Öl- und Gasbereich, die erneut die Abhängigkeit dieses Indikators von der FuE-Finanzierung hervorheben: Die Anzahl der registrierten Patente in russischen Unternehmen ist zehnmal weniger als bei Fremd (Abb. 3.3).

Abbildung 3.3 - Anzahl der registrierten Patente mit Öl- und Gasunternehmen, PCs.

Vor kurzem erschien eine Reihe von fördernden Faktoren für die Möglichkeit einer beschleunigten Entwicklung des Problems, die Ölrückgewinnung von Reservoirs mit schwierigen Reserven zu erhöhen. Das Sorge des Standes der Vollständigkeit der Ölverzinsung bei den Einlagen des Landes wurde durch die Führung des Landes ausgedrückt.

Regierungsentscheidungen wurden zur wirtschaftlichen Anregung der Entwicklung von Einlagen mit schwierigen Reserven angenommen:

Erhöhte Viskositätsöl (mehr als 20 MPa.ssek);

Hochhaus (mehr als 85%);

Mit niedrigen Permeabilitätsschichten (1,5-2,0; 1,0-1,5; weniger als 1,0 μm 2 .10 -3).

Leider erfüllt die Umsetzung der angenommenen Unterlagen eine Reihe von praktischen Schwierigkeiten, die sich auf die Notwendigkeit handelt, separate Sammelsysteme und die Herstellung von Öl zu erstellen, was manchmal erhebliche Kosten erfordert. Wie bei niedrigdurchlässigen Reservoirs erfordert die dargestellte Version der Auflösung immer noch zusätzliche Klarstellungen, sowohl nach dem Verfahren zur Ermittlung der Permeabilität (absolut oder relativ) und sowie der Erreichung einer solchen Genauigkeit der Diagnose der Ölbildung für die Durchlässigkeit.

Wenn Sie die Aussichten zur Stärkung der wissenschaftlichen Unterstützung der Branche berücksichtigen, wird es manchmal vorgeschlagen, Branchenprobleme auf Ölunternehmen und ihren wissenschaftlichen Zentren eine Lösung aufzuerlegen. Es sollte berücksichtigt werden, dass wissenschaftliche und analytische Zentren, die sich auf Ölunternehmen konzentrieren, sich auf die Lösung der aktuellen Anwendungsaufgaben konzentrieren, z. . Dies wird durch die Tatsache erklärt, dass der Horizont der technologischen Prognose der Gesellschaft selten über 7 - 10 Jahre übersteigt, der Grundstudium verspricht in 20 - 30 Jahren ein kostengünstiges Ergebnis. In der zweiundzwanzigjährigen Lücke funktioniert das System der angewandten (sektoralen) und der akademischen Wissenschaft nur - es ist in dieser temporären Lücke, dass die Richtlinien für Durchbruch von Innovationen eingestellt sind, die im nächsten Schritt in der NIO-Corporate R & D übertragen werden Abteilungen.

Die Beschäftigten über die Konzentration der Ölwissenschaft in Bildungsuniversitäten sind ebenfalls bekannt, ebenso wie in einer Reihe von Auslandsländern praktiziert. Es ist jedoch notwendig, die Tatsache zu berücksichtigen, dass inländische Universitäten noch nicht über die notwendige wissenschaftliche und technische und personelle Basis verfügen, sowie vor allem die Erfahrung der angewandten Forschung, die von langjähriger Anstrengung erstellt wird.

Daher scheint es, dass die Aussichten für die Erhöhung der Effizienz der Entwicklung von Ölfeldern des Landes und der Verwendung von Mond mit der Notwendigkeit der Notwendigkeit, das System der wissenschaftlichen Bereitstellung dieses Problems auf der Grundlage eines Komplexes von sektoraler und pädagierender zu revieren Institutionen mit der Beteiligung der Institute Russlands.

Im Allgemeinen ist es möglich, Vorschläge für die Revitalisierung von Werken zur Erstellung neuer Technologien für die Entwicklung schwieriger Ölreserven zu formulieren:

Staatliche Regulierung des Problems;

Konzentration der wissenschaftlichen, methodischen und technologischen Anstrengungen, die auf wissenschaftlichen und technischen Programmen basieren;

Die Schaffung von wissenschaftlichen Zentren, die auf Industrieinstitutionen und Universitäten basieren;

Organisatorische und finanzielle Unterstützung des Problems auf Basis staatlicher Programme erfahrener und Forschungsarbeiten, Lizenz- und Projektdokumente;

Gemeinsame Programme (Pools) von Ölunternehmen zur Studie und des Mondtests;

Wissenschaftliche Unterstützung erfahrener Arbeit.

Meiner Meinung nach ermöglicht die Umsetzung dieser Vorschläge 2025 die erzielbaren Reserven des Landes, um um 2 - 4 Milliarden Tonnen mit jährlichem Bergbau zu steigen: 30 - 60 Millionen Tonnen / Jahr.

Fazit

Probleme der Entwicklung von hartnäckigen Ölreserven sind mit dem Problem der Erhöhung des Ölversteinungskoeffizienten verbunden. In den letzten 25 Jahren sank Kin in Russland von 42 auf 27-28%, während Kin in den Vereinigten Staaten in derselben Periode von 32 auf 40% stieg, obwohl die Struktur der Ölreserven zunächst schlechter ist. Diese gefährliche Tendenz ist mit zwei Gründen verbunden. Erste, schwer zu erholsame Reserven sind bereits mehr als 50% der russischen Ölreserven, und wenn sie arbeiten, ist Kin immer niedriger. Zweitens sorgen die genehmigten Projekte für die Entwicklung der Hauptfelder Russlands für die traditionelle Tätigung von Einlagen mit einem niedrigen Kin-Merkmal, und nicht die Verwendung moderner Technologien zur Erhöhung der Ölrückgewinnung. Die Wirksamkeit dieser Technologien wird durch das US-amerikanische Erlebnis belegt, wo trotz des erschöpften Untergrundes jährlich mehr als 30 Millionen Tonnen Öl von innovativen Technologien hergestellt werden. In Russland, aber in Russland, im ältesten Romaskinsky-Feld von Tatarstan, aufgrund der Verwendung dieser Methoden beträgt der jährliche Anstieg des Produktionsvolumens 1,5 Millionen Tonnen. Leider ist dies das einzige Beispiel in Russland.

Der Anstieg der Ölreserven, insbesondere in den letzten Jahren, ist zweimal höher als seine Produktion. Neue unabhängige Ölfirmen, die in Tatarstan 24 erstellt wurden, haben bereits einen beschleunigten Einstieg in die Entwicklung von 36 Ölfeldern bereitgestellt. Alle Ölunternehmen (ohne OJSC Tatneft) werden in den kommenden Jahren 8 - 8,5 Millionen Tonnen / Jahr produziert. Die größte Ölfirma - Ojsc Tatneft, in Bezug auf die jährliche Produktion, die Teil der größten Ölunternehmen Russlands ist, und zu den 30 führenden Ölunternehmen der Welt, ergibt bis zu 40% des Budgets der Republik Tatarstan. Für etwa 2,7 Milliarden Tonnen Öl aus dem Beginn der Entwicklung der Felder Tatarstan hat das Unternehmen die Ölproduktion stabilisiert, um den Zunahme der Reserven über den Abbau von 2 Mal sicherzustellen. Derzeit werden mehr als 40% des Öls auf den Feldern Tatarstan durch die Einführung moderner Technologien und Methoden zur Erhöhung der Ölrückgewinnung der Formation abgebaut. Es ist kein Zufall, dass die Wertpapiere von OJSC Tatneft an den prestigeträchtigen London- und New Yorker Börsen aufgeführt sind.

Liste der gebrauchte Literatur

1. Bohren und Öl. August 2012. Fachmagazin.

2. Dunaev v.f. Ökonomie der Öl- und Gasindustrieunternehmen: Lehrbuch / V.F. Dunaev, v.l. Shpakov. N.P. Epifanova, v.n. Lyandin. - Öl und Gas, 2009. - 352 p.

3. Konutorovich A. E. E., Korhubaev A. G., Eder L. V. Die Entwicklungsstrategie des Ölkomplexes / der russischen Wirtschaftszeitschrift "Wirtschaft und Organisation". - 2008. - №7. - 78 p.

4. Korhubaev A. G., Sokolova I. A., Eder L. in .. Analyse der Trends in der russischen Ölkomplex / all-russische Wirtschaftszeitschrift "Wirtschaft und Organisation", 2010, - Nr. 10 - 103 p.

5. Martynov v.n. In der Öl- und Gasbildung - Die Krise der Überproduktion / das Magazin "Öl Russlands", 2009., - Nr. 8 - 23 p.

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TRIZY HARD-TO ERLADEN-Aktien . In der UdSSR ein persönlicher Basen ( bazhenovsky süß. ) Es wurde 10 Jahre später bemerkt, als in den Vereinigten Staaten, und untersuchte ihn sorgfältig, dass er 1968 begann. Es war wie eine Sache, die "es kein Glück geben würde, und der Trauer half." Bei der Salymskoye-Einzahlung in der Nähe der Stadt Goropravdinsk, während der Vertiefung der Erkundungskombination, 12-P, als ein nicht kontrolliertes Ölbrunnen stattgefunden hat, wurde das Bohrgerät am Ende in Brand gefangen. Anschließend gelang es den Regeln mit der Rolle der Strafverfolgungsbehörden, zu rechtfertigen, dass Geologen und Arbeitnehmer nicht gehorchen. Brunnen (seine Kapazität wurde in einer bestimmten Menge hundert Tonnen pro Tag angesehen), sobald niemand auf ihn wartete, er leitete den Kopf der wissenschaftlichen Arbeiter und den russischen Führern. Das Bashenov süß (und nur von dort erzielten ein Brunnen), begann aktiv zu arbeiten und bohren frische Brunnen. Es wurde jedoch ziemlich schnell herausgefunden, dass die Produktivität von Brunnen sicherlich anders ist, mit diesem, in der Folge technologischer Aufgaben hatten Geologen nicht die Fähigkeit, den Querschnitt des Bashenovsky-Retina zu charakterisieren. Infolgedessen blieb das langfristige Bajen-Bereich mit dem Thema wissenschaftlicher Forschung schneller als die echte industrielle Entwicklung.

Nun ist die Situation das Prinzip eines anderen. Infolge der Erschöpfung klassischer Felder und (dabei ist es ein Geständnis wert) einer erfolgreichen Fähigkeit der USA, Schiefer-Formationen zu entwickeln, werden die Regierung in der Russischen Föderation und der Ölfirmen auf die Entwicklung schwieriger Ölversorgung gezogen. Alle Favoriten des russischen "Öls" - Rosneft, Lukoil, Surguneftegaz, das überschätzte Sorge um Schieferpläne, arbeitet mit dem Bazhenol zusammen. Anfang Februar 2014 wurde eine Ergänzung zu einer aktiven Vereinbarung mit Schlumberger über die technologische Zusammenarbeit bei der Entwicklung schwieriger Ölvorräte, insbesondere die Bazhenovskaya Suite, unterzeichnet. Und 2013 machten Shell und Gazprom Neft ein Joint Venture "Khanty-Mansiysk Oil and Gas Union", um in Sektoren mit Schieferöl in Westsibirien in Sektoren zu arbeiten. Damit verfügen die Unternehmen bereits über eine erfolgreiche Joint Venture-Salym-Erdölentwicklung, die zur Entwicklung der Saliam-Gruppe von Ölfeldern führt und immer noch an der Entwicklung des Bazhenovsky Sweet arbeitet: Im Februar von heute begann die SPD zu bohren 1 Horizontal schätzt gut auf der Kaution Verkhne-Salym. Neben dem technologischen Element plant jedoch in allen Plänen, in der Entwicklung von hartgereinigten Tensiden in der Russischen Föderation (wie im Allgemeinen und in jedem anderen Land der Welt) wirtschaftlich zu sein.

Steuerreste (extraktive Reserven)

Die Position der russischen Behörden in Bezug auf die Bedeutung des Problems der Eingriffe an der Extraktion schwieriger Aktien hat sich radikal geändert. Insbesondere nach den Köpfen des Ministeriums der inneren Angelegenheiten von Sergey Donskoy wird das Studium von nicht standardisierten Kohlenwasserstoffanwendungen in der Russischen Föderation, die in Echtzeit aktiviert ist, nach 20 Jahren ein notwendiger Faktor für die Ölproduktion sein: " Wenn wir die Vorräte in den KHMA auf das Ölbilanz an die Öllieferungen setzen können, kann der Russische der Föderation im 1. Platz der Welt in Höhe von Ölversorgungen auslaufen. " Im Rahmen des Ministeriums für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation auf der Grundlage der "Roshykologie" erscheint die Koordinierung der Mitte der Studie und des Untersuchungsstudiums und der Untersuchung des Nicht-Standards und der Quellen von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen. Nach Angaben der Texte des stellvertretenden Direktors dieser Firma Roman Samsonov ist der Zweck des Landes der Russischen Föderation, vier oder fünf fachkundige Polygone mit verschiedenen natürlichen Kriterien, Landschaft, geologischen Eigenschaften durchzuführen. ENERGIE-MINISTER ALEXANDER NOVAK in der eigenen Warteschlange, dass die Russische Föderation die Ölproduktion weiter erhöhen wird, in der dank der Untersuchung des Hartüberschusses. Nach seinen Texten ist die Intensivierung der Arbeit mit dieser Ressourcenkategorie wahrscheinlich von den Änderungen der Rechtsvorschriften zu Steuervorteilen geändert, die den Bergbau schwieriger Ölvorräte initiieren.

Rechts, in der Regierung in der Regierung 2012-2013 eine Reihe von Schritten in einer bestimmten Richtung, in der das Zentrum die Entwicklung des Bundesgesetzes Nr. 213-FZ war, in der Steuervorteile in der Guise niedrigerer Verhältnisse in die Steuer eingeführt wurden Rate zur Extraktion der notwendigen Fossilien (NDPI) für mehrere Kategorien Versuche. Insbesondere hat die NPA-Rate die Fähigkeit, abhängig von der Permeabilität der Ablagerung von 20% auf 100% reduziert zu werden, und in Bezug auf die Ähnlichkeit von Produktivablagerungen (Nullfunktionen für Öl aus Ablagerungen, die aus Bashenovsky, Abalak, Khadadan und domanian produktiv erzeugt werden) Sedimente). Dies zählt dies nicht, das Gesetz "auf dem Zolltarif" machte Korrekturen, die ein reduziertes Gebot der Ausfuhrzölle auf Öl abgebaut wurden, die von den Einlagen der Tjumenbonbons abgebaut wurden. Zur Verwendung einer reduzierten Rate ist es notwendig, dass die entsprechende der anfänglichen Ölversorgung in den Sedimenten des Tjaumens Süßes mindestens 80% der anfänglichen Ölversorgungen des gesamten Lizenzbereichs betrug.

Das Gesetz hat Einschränkungen, um Leistungen zu gewähren. Einer der wichtigsten - das Niveau der Abschreibungen der Abschreibungen der schwierigen Vorräte zum 1. Januar 2012 ist nicht erforderlich, um 3% zu überschreiten, oder die Einlagen sind verpflichtet, für den kommunalen Anwendungsbilanz später als am 1. Januar 2012 eingerichtet zu werden. Es gibt viele Probleme, dass das Verfahren zur Bestimmung der Merkmale der Permeabilität und der wirksamen ölgesättigten Dicke des Reservoirs an den Ablagerungen von Kohlenwasserstoffrohstoffe in der Entwicklungsphase angeordnet ist. Und bevor die Einführung davon in der Macht des Steuerpflichtigens durch die Permeabilitätswerte und die wirksame ölgesättigte Dicke des Reservoirs kontrolliert werden sollte, die im kommunalen Gleichgewicht der proprietären Fossilien (GBZ) zum 1. Januar markiert sind , 2012. Die erste Praxis der Verwendung von Vorteilen ergab jedoch, dass die Eigenschaften der Permeabilität, der wirksamen ölgesättigten Dicke der Formation und der Ähnlichkeit der Produktionsablagerung in der GBZ, die Stummenty-Zeiten taktvoll reflektiert werden. Und dies kompliziert die Wahrscheinlichkeit von Vorteilen erheblich. Ab dem 7. Februar 2014 die Erläuterungen des Bundessteuerdienstes der Russischen Föderation mit der Liste der Layer-Namen mit der Abtretung von ihnen auf das, was oder andere produktive Sedimente. Wie diese Erläuterungen funktionieren, funktionieren jedoch, bis es nicht klar ist.

Im Allgemeinen berücksichtigen die Ölfirmen den Termin positiv, in dem die Regierung fährt, wodurch die Entwicklung von Troms stimuliert wird. Das 213. Recht hat es bereits ermöglicht, die finanzielle Effizienz der Entwicklung zu steigern und in den oda-hartenerziehbaren Lieferungen von 10 Feldern im ganzen Land zu etablieren. In Gazprom Neft haben diese Einlagen noch diese Einlagen. In Anbetracht der Ansicht von Ölangestellten ist es jedoch immer noch nicht in der Lage, eine Reihe von Vorteilen die Entwicklung des Hartwesenüberschusses initiieren. Die Regierung, die auf die Wünsche von Oilmenschen ging, lädt Sie ein, den Schwellenwert der Produktion von Einlagen von 3 bis 10% zu erhöhen. Die Rechnung, in der es vorgeschlagen wird, die Wahrscheinlichkeit der Verwendung von niedrigeren Koeffizienten auf die NPPI-Rate auf den Einlagen in Bezug auf die produktiven Sedimente des Bazhenovsky, des Khazhenskaya, des Domernikovs und des Abalaks Süß mit dem Grad der Operation der Vorräte ab Januar zu verbreiten 1, 2012 von 3 bis 10%, befindet sich bereits im Staat Duma. Im Gegenteil, dies widerspricht dem Finanzministerium der Russischen Föderation nicht, und in der Kommunikationsministerium mit den Öffentlichkeitsarbeit des Energieministeriums sagte der Journalist "CH", dass die Agentur mehr als das ist zweckmäßig, um den obersten Grenzgrad der Produktion von 10 bis 13% aufzuwachsen ", da ein Ort in diesem Moment der Überwachung der Operation ist, um die differenzierten NDPA-Raten in Richtung des schwierigen Öls zu verwenden Wahrscheinlichkeit, die Vorteile für die Wirtschaft der Pläne zu nutzen, die sich als in der Entwicklung erwies. "

Momentan und die Wahrscheinlichkeit, Steuereinflüsse bei der Erscheinung eines stromabwärtigen Koeffizienten zur NPPI-Rate für hochviskoses Öl bereitzustellen (mit einer Viskosität von 30 MPa · von bis 200 MPa · c).

Aber diese Schlussfolgerungen, falls sie akzeptiert werden, ist es jedoch immer noch möglich, nur als Teil der Ensemble-Maßnahmen zu berücksichtigen, um die Entwicklung des Hartüberschusses zu stimulieren. Oilmen wollten eine Null-NPPA-Rate für Einzahlungen von schwierigen Entfernungen außerhalb der Abhängigkeit von der Herstellungsgrad von Ablagerungen einführen, die Leistungen auf niedrigdurchlässige Kollektoren, Bereiche mit niedriger Ölsättigung (nicht mehr als 55%) oder niedrigem Reservoir verteilen (nicht mehr als 4 Meter) oder mit den höchsten Gewässern (mehr als 80%) auf Achimov süß, erweitern Sie den Vorzugssteuerschritt bis zu 20 Jahre für alle Kategorien von Hard-Weder-Überschuss.

"Natürlich unter Berücksichtigung des Fokus des Finanzministeriums der Russischen Föderation, um einen Rückgang des Gewinnteils des Butzhet-Staates zu verhindern, ist die Möglichkeit, diese Änderungen anzunehmen, nicht offensichtlich - dass der Chef des Abteilung der Steuerpolitik der Abteilung Fabriken "Gazprom Neft" Alexander Shubin. - Aber das ist für die Zukunft funktioniert. Die NPPA TOLIK in der Struktur aller Plänesteuern (mit Ausnahme des Ausfuhrdienstes) beträgt innerhalb von 80%, und der Ausbau der Merkmale der Leistungen für Troms hat die Fähigkeit, einen erheblichen Einfluss auf die Wirksamkeit ihrer Umsetzung zu haben, was Es wird zweifellos dazu beitragen, kostengünstige Pläne für den akzeptablen, ein positiven Untersuchungsgrad zu beseitigen.

Vorbehaltlich dieser Abschließung des regulatorischen Rahmens in Bezug auf den Ausbau des Umfangs der dauerhaften Lieferungen, die Erweiterung der Exposition der Vorteile und der Errichtung eines farblosen Verfahrens zur Bestimmung und Verwendung neuer Leistungskoeffizienten hat die Möglichkeit, mit fast ein zweites Leben zu bieten Insbesondere alle aktiven Vermögenswerte des russischen Ölzweigs und des Gazprom-Nefts, und es wird sich insbesondere positiv auf die Entwicklung neuer Traversen mit der Einführung moderner Ölproduktionstechnologien auswirken, was die Erneuerung des technologischen Arsenals der Branche erleichtert. "

Sektorale Spezialisten sprechen darüber. Auf der Überwachung von GP "Nazzhn. V. I. SPIELMAN, "Bis 2030, 18-20 Millionen Tonnen Öl pro Jahr haben die Fähigkeit, 18 bis 20 Millionen Tonnen Öl pro Jahr zu produzieren, aber unterliegt der Lagerung des Nutzenpakets. Mit diesen nun ausgestellten Vorteilen zahlen Sie am nächsten Tag aus. Nach dem Zentrum von ihnen. Spielman, Produktion von rund 600 Millionen Tonnen Öl aus den Bashenov Sweet Depots hat die Möglichkeit, dem Butzhet auf 2 Billion Rubel zu liefern.

Gazprom Neft (und insgesamt in der Branche) deuten darauf hin, dass die Vorteile der Entwicklung von Troms - nur der erste Zeitraum auf dem Weg zu einer Erhöhung der Attraktivität der Extraktion von komplexem Öl in der Russischen Föderation. Die aktiven Vorteile hübscher schmaler Fenster und nur ein kleiner Teil der Lieferungen, die durch die Komplexität der Entwicklung gekennzeichnet sind, fällt unter ihre Wirkung. Der beste Mechanismus zur Anregung der Entwicklung dieser Ölversorgung wird als Hilfsenrücksteuer genannt, die je nach endgültigen Finanzergebnissen der Arbeitsergebnisse sicherstellen wird. Mit diesem NDD minimieren die Firmen die Steuerlast in der Anfangsphase der Fälle, wenn die Investitionen maximal sind, und die Rendite ist immer noch buchstäblich nicht.

Aber in der Regierung gibt es keine Integrität für diesen Vorwand. Im Energieministerium in einem authentischen Moment ist die Wahrscheinlichkeit eines NDD-Eintrags für einzelne Pläne definiert, aber das Finanzministerium sagt, dass dieser Inhalt nicht priorisiert ist. Die Adepten der Niederlassungen verlieren nicht die Hoffnung und finden weiterhin frische Erweiterungen für die Entwicklung des Hartüberschusses.