Najnovije proizvodne tehnologije izvlačenja rezervi nafte. Teški rezerva

18.10.2017

Izvor: Proneft magazin

U ovom članku, koncept razvoja teških rezervi konformnih ulja spojevi se razmatra primjerom East Mesmanskoye polja, koji je danas najsjeverniji naftni polje u Rusiji. Osim glavnog objekta razvoja spremnika PC1-3, koji može smjestiti značajne rezerve nafte i plina, potencijal nafte i plina u polju instaliran je u polog. Složena strukturno-tektonska struktura regije dovela je do stvaranja obećavajućih zamki i tektonski i litološki oklopljene. Problemi povezani s značajkom sloja slojeva i provedbu koncepta razvoja zahtijevaju različita tehnološka rješenja.

Problemi

Primjer obećavajućih zamki na polju je objekt bloka 4 ( sl. jedan), posvećena zoni lokalnog smanjenja strukture uzrokovane nizom velikih tektonskih poremećaja koji su formirali grabene. Nalazi se na području Grabena ( pogledajte sl. jedan) Fokusiranje 25 slojeva s malim plinskim depozitima i malom debljinom sprinkler ulja, uglavnom posvećena odvojenim blokovima (samo 40 depozita, od kojih 22-ulje, 12-plin i 6 plin).

Sl. 1. Strukturni model East Mescoyakha polja ( ali), Blok 4 s odvojenim blokovima ( b.) i produktivni slojevi bloka 4 ( u)

Zadaci razvoja sljedećih metoda višedimenzionalnih depozita odnose se na gospodarsku učinkovitost rezervi za rezerve i tehnologije testiranja njihovog ekstrakcije. Uvesti blok 4 objekta u punom razvoju, blok dijagram slojeva njihovog konceptualnog dizajna ( sl. 2.).

Sl. 2. Postupak za projektiranje objekata za razvoj bloka 4:
GDM - hidrodinamički model; PPD - održavanje tlaka spremnika; GS - horizontalne bušotine; MZGS - više horizontalnih bušotina; Rude - istovremeno odvojeno rukovanje; Oda - pilot industrijski rad

Prilikom stvaranja koncepta razvoja nafte nakon određivanja veličine i osnovnih geoloških i fizičkih parametara formiranja, potrebno je riješiti zadatak rangiranja dodijeljenih objekata razvoja i preliminarne procjene očekivane produktivnosti bunara i profitabilnosti podataka razvoj objekata. Tijekom procjene prioriteta razvojnih objekata razmatrani su se slojevi s rezervama nafte kategorije C1, pri čemu su objekti izračuna bili depoziti svake formiranja.

Prioritet razvojnih objekata određen je metodom superpozicije na temelju tri metode (analitički koeficijent, analitički i ekonomski, numerički izračun na trenutnim linijama).

Prioritetizacija objekata

Metoda analitičkog koeficijenta

1. Izračun koeficijenta stope odabira pomoću formule

gdje k. - permeabilnost, određena prema podacima geofizičkih studija bunara; Δ. r - pad tlaka između rudarskih i injekcijskih bušotina; μ - viskoznost ulja u uvjetima spremnika.

2. Izračun relativne diskontne stope formule

gdje K. S.o.max je maksimalni koeficijent odabira.

3. Odabir objekata prema vrijednosti od diskontiranih pokretnih rezervi ulja definiranih iz izraza

gdje P: P - Rezerve za pomicanje ulja

Tehnička i ekonomska metoda

1. Pronalaženje početnog protoka ulja s izravnom tvornicom pomoću Formule

gdje L. - duljina elementa razvodnog sustava; W. - udaljenost za interkusiranje; h. N je debljina zasićene ulje; r. w. - Radijus dobro.

2. Definicija proizvodnje nafte pada koeficijenata

Padanje debita p: na vrijeme t. Postavite prema eksponencijalnom zakonu: p:(t.)=p: 0 e. – D. T. (D. = p: 0 /N. Pw - pada koeficijent pada; N. PW - akumulirana proizvodnja duž bunara). Na ovaj način N. PW je jednak mobilnim rezervama

3. Izračun neto diskontiranog prihoda po javi za svaki objekt razvoja po formuli

gdje fcf w ( t.) - čisti novčani tok, u najjednostavnijem obliku FCF-a W.(t.)= p: 0 e. –DT. p. nb. ;

p nb. - neto-povratna cijena ulja minus npi; r. - normalno (kontinuirano) koeficijent diskontiranja; c w. - specifična kapitalna ulaganja u bušenje i izgradnju lokalnih predmeta; θ - stopa poreza na dobit.

4. Dodjela objekata u smislu veličine CDD-a (7)

gdje N P. - pokretne dionice objekta razvoja.

Izračun trenutnih linija

1. Postavljanje parametara formacije i razvoja sustava. Za izračune, program GP-a provodi metodu trenutne linije za određivanje dinamike proizvodnje.

2. Izračun dinamike ulja, tekućine, injekcije vode

3. Izračun CHDD-a.

4. Dodjela objekata u smislu vrijednosti CHDD-a.

Nakon izračuna, tri metode dobivene su histogram, uzimajući u obzir prioritet objekata ( sl. 3.). U ovoj fazi možete dodijeliti obećavajuće objekte koji će biti najvažnije pri razvoju cijele jedinice.

Sl. 3. Histogram prioriteta razvojnih objekata, dovršen na temelju izračuna za tri različite metode

S niskim vrijednostima indeksa prinosa, PI u objektima dodatno je izračunao mogućnost stvaranja formiranja promjenom kapitalnih ulaganja u bušenje cjelokupne bušotine (uključenost uljanih rezervata bušenjem GS i MZH). Dodjela objekata na superpoziciji rezultata metoda, uzimajući u obzir mogućnost uvođenja formiranja formiranja, daje se na sl. četiri.

Sl. 4. Završna prioriteta objekata

Uzimajući u obzir mogućnost korištenja MZHS-a i korištenja rude, svih objekata koji se razmatraju, osim za Bu6 3. Ukupni prioritet formiranja se određuje: Glavni objekti su B13 1, MX4, MX8-9, Bu6 1 + 2, Bu8, Bu8, Bu8, Bu8 2, objekti upisa - PK20, PK21, MX4, BU7, Bu7, BU10 1, B12 2.

Kako bi se optimizirao troškove razvoja objekata, razmatrana je mogućnost kombiniranja slojeva u jedan operativni objekt. Kriteriji za takvu udrugu odgovaraju PC20 i PC21 slojevima. Preporučuje se sljedeće: formiranje izbornog sustava za razvoj s kosom usmjerenim bušotinama ili MZH; Razvoj PC20-21 slojeva kao jedan objekt; PC22 rezervoar - povratak ili neovisna bušotina. Na temelju činjenice da se filtracija i kapacitivna svojstva (FES) podmornice pod razmatranjem imaju prilično veliko širenje, kao i prilično visok stupanj nesigurnosti, modeli sektora modela su dobiveni prije izgradnje hidrodinamičkih modela u potpunosti, uzimajući u Račudaj raspona promjena u geološkim i fizičkim karakteristikama formiranja. Stvorio četiri modela sektora matrica. Parametri kao što su dubina pojave, poroznosti, zasićenost ulja, pijesak, početni tlak spremnika, viskoznost nafte, usvojeni su ponderiranim prosjekom za skupinu koja se razmatra. Sektorski modeli razlikovali su debljinu zasićene ulje HN, omjer debljine zasićene ulje na HG zasićenom plinom ili u vodi-zasićenom HR, parametar Kf / μ, kao i udaljenost između jažica s onom -row razvojni sustav. Prije izračunavanja svih varijacija modela određuju se optimalni načini rada bunara i njihovog položaja u kontekstu, ovisno o debljini zasićenoj uljni ulje.

Dakle, nakon izračuna sektorskih modela, matrice stabilnosti tehničkog i gospodarskog rješenja konstruirane su s različitim geološkim i fizičkim karakteristikama objekata ( sl. pet).

Sl. 5. matrica stabilnosti tehničkog i gospodarskog rješenja za različite geološke i fizičke karakteristike objekata

U budućnosti, procjenjujući raspon nesigurnosti geoloških parametara za svaki depozit, donesena je odluka da konstruira hidrodinamički model koji se temelji na stabilnosti profitabilnosti razvoja objekta. Rezultati procjene profitabilnosti u analitičkim izračunima i modeliranju sektora navedeni su u stol. jedangdje su glavni objekti razvoja, koji su kasnije preuzeli izgradnju punog GDM-a.

Objekt	Blok Dobro	Kategorija rezerva Ulje	Profitabilnost Prema rezultatima		Nužnost Zgrada 3D GDM.	Bilješka
Objekt	Blok Dobro	Kategorija rezerva Ulje	Analitich-h. Izračuni	sektor Moder-j.	Nužnost Zgrada 3D GDM.	Bilješka
PC 20.	50, 132	C 1 + C 2	✔	=	✔	Razmatranje zajedničkog rada objekata
PC 21.	50, 132	C 1 + C 2	✔	✔	✔	Mali h ef.n.
MX 1.	50, 132	S 1.	=	✘	✘	Mali h ef.n.
MX 4.	50, 132	C 1 + C 2	=	✘	✘
MX 4.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
MX 8-9	50, 132	S 1.	✔	✔	✔
MX 8-9	33	S 1.	✔	✔	✔
Bu 6 (1 + 2)	50, 132	C 1 + C 2	✔	✔	✔
Bu 6 (1 + 2)	33	S 1.	✔	✔	✔
Bu 6 3.	50, 132	C 1 + C 2	✘	✘	✘
BA 7.	33	C 1 + C 2	=	✔	✔
Bu 8.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
BU 9.	41	S 1.	=	✘	✘	Mali h ef.n.
BA 10 1.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
Bu 10 2.	33	S 1.	✔	✔	✔
Bu 10 2.	41	S 1.	✔	✔	✘	Izborni razvojni sustav
Bu 12 2.	50, 132	C 1 + C 2	=	✔	✘	Mali h ef.n.
BU 13 1.	38	S 1.	✔	✔	✔

Bilješke. 1. h. EF.N - učinkovita debljina zasićene ulje.
2. \u003d - Visoki rizici pri razvoju objekta.

Prisutnost stolarnih karata debljine zasićenih ulja, propusnosti i karticama omjera debljine (plinsko-zasićene / ulje zasićene) omogućuje vam da dobijete karticu isplativih zona svih poremećaja koji se razmatraju i primijenite Izračuni na modelima u punom mjerilu. Dodatna prednost korištenja modela sektora matrica u usporedbi s punim izračunima je stopa donošenja odluka o izvedivosti bušotina nakon promjene geološke strukture depozita.

Za detaljnu procjenu profila proizvodnje i profitabilnosti objekata izgrađena je 3D GDM na 10 slojeva. Na temelju izračuna na punom GDM-u i tehničke i ekonomske i ekonomske pokazatelje uspješnosti, formiraju se osnovne mogućnosti razvoja objekata s mogućnošću korištenja MZHS i Ore tehnologije. Zatim, optimizacija objekata za razvoj objekata, uzimajući u obzir troškovno učinkovite zone, koji su nagrađeni na temelju sljedećih podataka:

Ekonomski pokazatelji razvoja prema rezultatima modeliranja sektora (ovisnost NPV iz FES);

Rezultati analize profila nafte / plina / vode / vode do dobro dobivene na full-ljestvici GDM;

Prisutnost glinenih skakača između plina i ulja (kontakt).

Primjer optimizacije razvojnog sustava varijantama za objekt Bu6 1 + 2 u području istraživanja. 33 prisutan sl. 6..

Sl. 6. Mjesto bunara za razvojne mogućnosti:
ali - ovladavanje objektima redovitim razvojnim sustavom;
b. - sustav prilagodljivog razvoja, uzimajući u obzir plasman bunara u isplative zone;
u - Izborni razvojni sustav, uzimajući u obzir plasman bunara u isplative zone bez PPD-a

Nakon povećanja troškovno učinkovite zone, osnovna varijanta razvoja prilagođena je tako da se bušotine ne nalaze u neprofitabilnim dijelovima depozita.

Ekonomski pokazatelji izračunati su kroz određene početne podatke (popust 15%) i prikazani su kao pozitivni ili negativni NPV.

Uzimajući u obzir definiciju tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja, ovaj objekt preporučuje izbornu plasman bunara bez PPD-a, budući da je takav scenarij zadovoljen maksimalnu vrijednost NPV-a.

Slično tome, svi objekti smatraju optimizacijom razvojnih sustava, uzimajući u obzir prisutnost isplativih zona. Prilikom projektiranja razvoja višedimenzionalnih depozita, višestruki bušotine je važno procijeniti mogućnost tehničke implementacije ove tehnologije. Potrebno je riješiti sljedeća pitanja:

Sposobnost kombiniranja svrhe dizajna različitih objekata u jednu višestruku dobro;

Mogućnost prebacivanja ciljeva projekta, koji je povezan s problemima tehničke provedbe;

Dizajn više jažica iz platforme faze 1 grm (PK1-3 objekt);

Simulacija profila bušotine i izračun tehničke provedbe;

Odabir i računovodstvo razine završavanja višestruke dobro na profilu;

Izbor prioritetnih bunara za jažice za ODS;

Evaluacija troškova bunara za različite varijante razvoja i šuštanja.

Pripremni rad prije modeliranja bio je određivanje maksimalne mogućeg dužine horizontalnog dijela za svaki objekt u smislu bušenja. Kao osnova izračuna, uzimane su ove preliminarne šuštanje bloka 4 objekata MX i BU.

Zatim, kako bi se utvrdila mogućnost bušenja horizontalnih debla različitih duljina, usvojeni su prosječni parametri na profilu dobivenog tijekom šuštanja. Simulirajući dobro bušenje s različitim duljinama horizontalnog dijela, ograničenja tehničke implementacije bušenja, mogućnost prijenosa opterećenja na dlijeto. Klasifikator za tehnologije bušenja ovisno o duljini horizontalnog dijela debla, dana je stol. 2., Uključuje brand čelične cijevi, klase cijevi, CNBK, vrstu rješenja.

Plast	Prosječan Dužina Barrel, M.	Prosječan Dubina po Vertikalni, M.	soba Dobro Za izračune	Klasifikator tehnologija bušenja Ovisno o duljini HS, m
Plast	Prosječan Dužina Barrel, M.	Prosječan Dubina po Vertikalni, M.	soba Dobro Za izračune	1200	1500	2000
Bu 6 1 + 2	4053	2114	106	G; P; PC / RUS; Ruo	G; P; PC / RUS; Ruo	S; P; Rus; Ruo
BA 7.	4251	2171	26	G; P; PC / RUS; Ruo	S; P; Rus; Ruo	Preklapanje 89 alata
Bu 8.	3859	2220	7	G; P; PC / RUS; Ruo	G; P; PC / RUS; Ruo	S; P; Rus; Ruo
BA 10 1.	4051	2269	1	G; P; PC / RUS; Ruo	S; P; Rus; Ruo	Preklapanje 89 alata

Bilješka. G / s - brand čelične cijevi; P - Klasa cijevi; PC / Rus - Vijčani motor / rotacijski sustav kontrole; Ruo - Scena za bušenje na bazi ugljikovodika.

Prva faza rada je stvaranje modela za grm i dobivanje izvornih koordinata dobro ciljeva. Model aranžmana razrađen je pri projektiranju faze 1 dizajn PK1-3 predloženog sloja na plitkoj dubini, čija je značajka gusta postavljanje ciljeva.

Prema rezultatima anketa i topografskih i infrastrukturnih ograničenja, konačni rezultat bio je prilagođeni dizajnerski položaj napitaka od prvog grma. Daljnji rad proveden je uzimajući u obzir vezanja novih projektiranih bušotina na rezervne dijelove faze 1.

Ciljevi dizajna bušotina bloka 4 za svaki bunar za svaki objekt zajedno s prijedlozima za kombiniranje ciljeva za različite objekte u jednom dobro identificirani su. Simulacija šuštanja je provedena u specijaliziranom PC DSD WellPlanning.

Zbog potrebe vezati projektne bušotine na bush kuglice PK1-3 objekta, dobro je profiliranje provedeno. Isprva je simuliran glavni prtljažnik, a zatim vezanja drugog debla vezanog za glavno, tj. Kombinirajući ciljeve u jednom dobro.

Budući da postoji varijabilnost vezanja glavnog debla u fazi 1 grmljana mjesta, rad je proveden iterativnim načinom kako bi se osigurala mogućnost tehničke implementacije i minimiziranje perli duž bunara.

Zatim, na temelju geoloških preduvjeta, utvrđeni su prioritetni izvori ODR pozornice, uključujući i dizajneve bušotine s maksimalnim uklanjanjem rezervi i jednostavnim trajektorijama.

Zbog pristupa opisanog u članku, pristup izboru integralno strukturiranih skupina razvojnih sustava bio je u mogućnosti uključiti oko 80% rezervi u mjerilu sljedećih rezervoara, koji su prethodno ocijenjeni kao neovisni neprofitabilni objekti.

Kao rezultat toga, ovaj kompleks rada proveden je na tri razvojne opcije (realan, optimističan i pesimističan), od kojih je svaki podijeljen na još dva uzgoja s izgradnjom višestrukih bušotina i usamljenog pucanja dobro ciljeva.

Prema rezultatima modeliranja šuštanja, dobiveni sljedeći podaci:

Koordinate o točkama klanja i ulaska u spremnik za svaki cilj, isključujući njihovo raskrižje u procesu bušenja;

Parametri profila za svaku dobro opisuju glavne karakteristike za procjenu dizajna i vrijednosti svake jažice;

Rezultate incinometrije za svako mjesto bunara;

Postupak za unošenje bunara na uslugu za izračunavanje grafikona ulaznog i proizvodnja profila.

Ti su podaci korišteni za izračunavanje krivulja unosa bunara, profila proizvodnje, opravdavanja prioritetnih pupova ODA-e, ekonomske procjene razvojnih opcija.

Tehnički i ekonomski pokazatelji za razmatrane varijante razvoja bloka 4 objekata navedeni su u stol. 3..

Parametri	Gs	Mzgs (2 dizala)	Mzgs (1 lift)
Broj bušotina za bušenje, uključujući:	61	50	50
rudarstvo	42	34	34
injekcija	19	16	16
Kapitalna ulaganja, SL. UD.	2055	1733	1715
NPV (popust 10%), SL. jedinice.	1724	2082	2053
P-	9	2,3	2,3
NPV (popust 10%), SL. jedinice.	1185	1524	1507
P-	1,6	2,0	2,0

Bilješka. Razvoj projekta - 2017-2053.

Rezultati rada koji se provode uzimajući u obzir rizike o bušenju bunara su određivanje područja ODA u isplativim zonama u razvoju obje GS i MZH korištenja Ore tehnologije i provedbe programa istraživanja , Koncept također pruža optimizaciju dobro ožičenje iz projiciranih Bush platforme glavnog iznad objekta PC1-3. Na početku punog razvoja ili ODA-e u slučaju promjene geološke strukture depozita, predloženi pristup određivanju isplativih zona omogućuje podešavanje strategije za razbijanje višedimenzionalnih depozita bez obnove mjerilo geoloških i hidrodinamičkih modela. Osim toga, rezultati analitičkih tehnika i modeliranja sektora omogućuju da se mogu pronaći optimalna rješenja pri mijenjanju početnih ekonomskih pokazatelja, uključujući troškove kapitalnih ulaganja u bušotinu.

zaključci

1. Zahvaljujući pristupu opisanom u članku, pristup izboru integralno strukturiranih skupina razvojnih sustava uspio je uključivati \u200b\u200boko 80% rezervi u isplativu formaciju, koji su prethodno ocijenjeni kao neovisni neprofitabilni objekti.

2. Kao dio koncepta razvoja blokova bloka 4, rangiranje formiranja je provedeno, identificirani su prioritetni razvojni objekti, kao i predmeti upisa.

3. Za zone, čisti uljni naslaga u skladu s formiranjem bloka 4 se nude na testovima Tehnologije ODA tehnologije pomoću GS, MZGS, rude i multi-moždanog udara hidrauličkog spremnika, za zone žongliranja vode.

Bibliografija

1. Tehnološka shema za razvoj područja kondenzata nafte i plina East Mesmansky i plina: Izvješće o istraživanju u 3 t. / CJSC Mesoyakhantegaz, LLC Gazpromneft-razvoj, ooo Gazpromneft znanstveni i tehnički centar. - Tyumen: 2014.

2. Karsakov V.A. Određivanje optimalnog broja Bush platformi pri projektiranju razvoja depozita // SPE 171299-EU. - 2014.

Članci autora: A.S. Osipenko, i.v. Kovalenko, dr. Sc. Elizarov, S.V. Tretvakov, a.a. Karachev, i.m. Nutraliv znanstveni i tehnički centar Gazprom neft (Gazpromneft LLC NTC)

Teške rezerve nafte (TIZ) - depozitne rezerve (depoziti, razvojni objekti) ili dijelovi depozita, različita relativno nepovoljna za izdvajanje geoloških uvjeta nafte i (ili) fizičkih svojstava. Za proizvodnju TIZ-a, potrebni su povećani troškovi materijala, gotovine, rada, nekonvencionalnih tehnologija, posebnu ne-premještenu opremu i deficit reagensi i materijali.
Ostale teške rezerve nafte (naime: visokoškolsko ulje; ulje od rezervoara s početnim niskim uljem; ulje s visokim tlakom zasićenja, u blizini početnog tlaka spremnika i minimalno izravnavanje fontacije, znatno niži od tlaka zasićenja; podagazova ulje, temeljni Plantar voda; poplava, zagrijavanje polimera, tvornice plina i injekcija nositelja topline; Uz uporabu dubokog perforacije, hidrauličnih pauza rezervoara, raznih kombinacija vertikalnih, nježnih i horizontalnih jažica, kao i dobro hranjene bušotine, razne asocijacije naftnih slojeva u operativnim objektima.
Povećanje teških rezervi nafte u zemlji čini posebno relevantan problem stvaranja i primjene novih učinkovitih tehnologija za relevantne geološke i fizičke uvjete, korištenje naprednijih metoda za njihovu simulaciju i razvoj.
Razvoj tvrdih za uklanjanje ulja rezervi s GS sustavima omogućuje 2 do 3 puta kako bi se smanjio broj bušotina potrebnih za rezerve.
Većina depozita sadrži teške rezerve nafte (nepovoljna geološka uvjeta nafte ili njegovih svojstava), za ekstrakciju koja povećava troškove materijalnih i financijskih sredstava, rad, nekonvencionalne tehnologije, posebnu ne-premještenu opremu i materinske reagense i materijale.
Kako bi se poboljšala razvojnih rezervi nafte od srednjih slojeva ugljenog slojeva utrke Novykhazinskaya trga u NGDU Yuzarlanneftu 1984. godine, organizirani su žarište izloženosti na IX Operativnom mjestu. Tehnologija ove vrste tvornice bila je da su umetci vode raspoređeni za odabir mineralizirane plastične vode iz vodonosnika spremnika C-VI. Ova voda s električnom centrom pumpe trenutno se pumpa u pražnjenje.
U formiranju s teškim rezervama nafte, promatra se iznimno složeni mehanizam za pomicanje, povezan s istovremenim utjecajem mnogih čimbenika, kao što su kapilarne fenomene, viskozne sile, fazne prijelaze u kombinaciji sa slojevitom nehomogenošću.
Razvoj objekata s teškim rezervama nafte zasigurno će utjecati na tehničke i ekonomske pokazatelje razvoja.
Iako će se povećati uloga i važnost teških rezervi nafte u općoj ravnoteži proizvodnje nafte u zemlji u budućnosti, apsolutna razina proizvodnje nafte u doglednoj budućnosti i dalje će biti određena razvojem koji se provodi pomoću metoda sadnje u različitim modifikacijama i kombinacijama.
Rusija ima milijarde tona teških rezervi nafte, već istražene, ali još nisu unesene u industrijski razvoj.
U vezi s rastom udjela teških naftnih rezervi u zemlji, problem poboljšanja učinkovitosti dobro iskorištavanja bunara u depozitima nengetona (nenormalno-viskozna) ulja postaje posebno relevantna. U razvoju takvih depozita, rad bunara je komplicirana manifestacijom anomalija viskoznosti i naftne mobilnosti, formiranje asfaltnosoloparafinskih sedimenata, povećanu korozivnu agresivnu wellness proizvoda i popraćena je značajnim smanjenjem produktivnosti proizvodnje i preuzimanja Wells. Uspjeh odluke ovog problema u velikoj mjeri ovisi o razvoju i provedbi novih kemijskih reagensa i sastava tehnoloških tekućina u svemu bez iznimke procesa proizvodnje nafte, u rasponu od otvaranja produktivnog spremnika i završavajući konzervacijom ili likvidacijom bunara , Rad u tom smjeru tijekom više godina provodi se na razvoju odjela i djelovanju naftnih i plinskih polja tehničkog sveučilišta u državnom naftu UFA-e pod vodstvom iu neposrednom sudjelovanju autora izvješća.
Područje penopozoika pokazuje izvedivost ulaska u doprinos teških naftnih rezervi u aktivnom razvoju primjenom najnovijih tehnika i tehnologija oteklih, razvojni sustav, intenziviranje proizvodnje nafte i uporabom metoda za povećanje obnavljanja ulja rezervoara.
Izdvajanje preostalih ili novo uvedenih tvrdokostičnih rezervi ulja povezana je s značajnim komplikacijama procesa razvoja rezervoara, izgradnje i rada bunara.
U posljednjih nekoliko godina povećava se udio teških naftnih rezervi koncentriranih u niskopropusnim klaniziranim pokusnim kolekcionarima, tijekom razvoja koji se propusti smanjuje još više, a karakteristike filtracije događaju se produktivni akumulacije. Pogoršanje svojstava filtriranja zona spremnika (JPP) uzrokovan je gubitkom različitih reakcijskih proizvoda nakon injekcije kemijskih reagensa, povećanjem zasićenja vodom stijena i smanjenje permeabilnosti faze za ulje. Stoga je jedan od glavnih zadataka u proizvodnji nafte iz tih slojeva restauracija i poboljšanje karakteristika filtracije PPP-a.
Trenutno, u razvoju teških naftnih rezervi, znanstvenici su usmjereni na stvaranje tehnologija koje osiguravaju povećanje konačne proizvodnje rezervi nafte poboljšanjem spremnika na utjecaj, što potvrđuje sljedeći podaci.

Povećanje učinkovitosti razvoja depozita s teškim rezervama nafte (TRIZ) trenutno postaje bitno za industriju proizvodnje nafte u vezi s iscrpljivanjem aktivnih dionica u visoko produktivnim poljima i pad u proizvodnji njih.
Rusija ima ogromne velike rezerve nafte. Prema pravdi, država tih rezervata nafte treba posvetiti razvoju onih koji imaju učinkovitu tehnologiju. Nema sumnje da u početnoj fazi mora biti nekih ekonomskih poreznih prekida. Međutim, samo porezne olakšice ne mogu se pretvoriti u učinkovitu tehnologiju, jer postoji previše razlika u produktivnosti u niskoproduktivnim i srednjim industrijskim rezervoarima. Na primjer, produktivnost rezervoara niskog proizvoda ispod minimalne isplative učinkovitosti od 10 do 30 puta; I maksimalne porezne olakšice mogu kompenzirati smanjenje produktivnosti za 2 puta, odnosno, smanjenje produktivnosti na 5 do 15 puta će ostati ne-kompatibilan.
Pokazano je da je značajna intenziviranje proizvodnje visoko očišćenih rezervi nafte moguće samo pri primjeni novih tehnoloških i tehničkih sredstava, odnosno stvaranje krutih autonomnih sustava poplava s diferenciranim tlakom ubrizgavanja vode, koristeći posebne strukture dobrog vježbi iz visokog stupnja Čelik, pojedinačne hidrode, male BCN-ove.
Pitam se: ono što razumijemo pod teškim rezervama nafte. Vjerojatno, fizički ove rezerve nafte su prilično ekstrahirane1, ali su ekonomski neoznačeni, jer ekonomski troškovi za njihovo izdvajanje premašuju gospodarske prihode od njihove provedbe, jer je njihovo ekstrakcija ekonomski neprofitabilna. Čak i ako u potpunosti otkažete poreze o provedbi ovog ulja, onda, s obzirom na udio takvih poreza, moguće je povećati tržišnu cijenu ulja za dvostruko vrijeme podzemlja. Naravno, kada se razvijaju teške rezerve nafte, nužno su potrebne određene porezne olakšice, posebno u početnom, najslišnijem razdoblju razvoja. No, porezne olakšice nisu radikalna sredstva, čak i potpuno otkazivanje poreza i troškova za prodaju proizvedenih nafte ne rješava problem. Još jedan ideološki smjer je učinkovitiji - potrebno je stvoriti fundamentalno novu tehnologiju i tri do pet puta i više smanjiti troškove ekstrakcije ovog ulja.
Problem dizajniranja razvoja naftnih polja s teškim rezervama nafte, naime naftne rezervoare niske i ultra-ljubazne produktivnosti, je potreba za prilično točnim izračunima. Poznato je da netočnosti izračuna moraju nadoknaditi rezervaciju dijela izračunate produktivnosti. I veća netočnost, to se izračunato produktivnost smanjuje, radi potrebne 90% pouzdanosti pokazatelja projekta. Međutim, procijenjena produktivnost rezervoara nafte niske i ultra pogođene produktivnosti već je iznimno mala, na rubu gospodarske profitabilnosti, tako da ga nije potrebno smanjiti - nemoguće ga je značajno smanjiti. Stoga se izračune moraju izvršiti s najvišom mogućom točnosti.
Ovom tehnologijom nisu razvijeni manje predmeti s teškim rezervama nafte.
No, kako bi se riješio ovaj problem i hard-to-uklanja rezerve nafte za uvođenje u učinkovit industrijski razvoj, to nije samo novi sustav, a ne samo kompleks novih metoda, već takav sustav i takav kompleks koji će osigurati potrebnu ekonomsku Profitabilnost i kasnije mogu koristiti mnoge druge. tvrtke za proizvodnju nafte.
Kao klasifikacijska značajka za tehnologije za razvoj teških rezervi nafte, može se usvojiti jedna od najvažnijih karakteristika, koja definira područje ili lokalnu prirodu učinka na produktivni spremnik. U prvom slučaju, izloženost je pokrivena značajnim dijelom polja. U drugom slučaju se obrađuje zona postupka formiranja.
Jedan od elemenata visoko učinkovite integrirane tehnologije za razvoj tvrdokornih rezervi nafte razvijenih od strane stručnjaka iz Tatnefta i tajnikinjastih stručnjaka je široko rasprostranjena uporaba horizontalnih i grananja horizontalnih bušotina. Tatarstan je izbušio 146 horizontalnih bušotina, od kojih je 122 svladano, upravljano ili pušteno u rad. Prosječna brzina protoka horizontalnih bušotina je 6 5 tona / dana, što premašuje brzinu protoka okolnih vertikalnih jažica 2 puta. 748 tisuća tona ulja proizvedeno je horizontalnim bušotinama.
Puropov naftno polje odnosi se na predmete s teškim rezervama nafte. Detekcija industrijskog ulja pronađena je u sedimentima ugljena. Nedostaci u strukturi depozita ugljika je rasprostranjeni razvoj erozijskih rezova i kvadratnih i kanala.
Dakle, u našem prezentaciji, kriterij za dodjelu teških naftnih rezervi u odvojenom spremniku nafte trebao bi biti prosječni koeficijent produktivnosti za bušotine, izbušeno na ovom sloju.
Specijalizirana je za poboljšanje tehnologija za sudjelovanje u razvoju hard-to-uklanja rezerve ulja kako bi se povećao koeficijent povrata ulja formiranja.
Inovativni sustav za razvoj naftnih polja s teškim rezervama nafte, koji je predložio JSC RITEK, osigurava sveobuhvatnu optimizaciju procesa proizvodnje nafte. Ovaj sustav se stalno poboljšava, uzimajući u obzir postignuća znanosti i tehnologije i praktično se provodi na naftnim poljima JSC Riteka u Tatarstanu i zapadnom Sibiru.
Inovativni sustav za razvoj naftnih polja s teškim rezervama nafte, koji je predložio JSC RITEK, osigurava sveobuhvatnu optimizaciju procesa proizvodnje nafte.
U visoko produktivnim poljima postoje slojevi i razgradni, koji sadrže teške rezerve nafte.

Ruska inovativna tvrtka za gorivo i energiju (RITEK) bavi se razvojem teških naftnih rezervi i time rješava najvažniji problem ruskog i svjetskog razreda. Činjenica je da u Rusiji i širom svijeta postoje ogromne rezerve nafte, izračunate za mnoge stotine milijuna tona, u niskim i ultra pogođenim rezervoarima. Štoviše, ove rezerve su otvorene za dugo vremena, 20-30 ili više godina, ali nisu uvedene u razvoj, jer sa standardnim, uobičajeno korištenim razvojnim sustavima, ekonomski je neprofitantno, ekonomski uništavanje čak i za bogate tvrtke i države.
Zbirka se također bavi problemima tehničke i gospodarske procjene učinkovitosti razvoja teških naftnih rezervi na dizajnu i provedbi tehnologija izloženosti.
Dakle, ovdje je opravdano: kao kriterij za dodjelu težinskih rezervi nafte, treba ga koristiti minimalni prosječni koeficijent produktivnosti za bušotine bušotina izbušenih na razmatranom naftnom sloju.
Zatim, barem kratko treba navesti tehnologije koje smo ponudili od razvoja teških naftnih rezervi, ali nisu teško oporaviti ne od glavne značajke iznimno niske produktivnosti formiranja, ali prema drugim značajkama.
Trenutno se ozbiljna pozornost posvećuje uključivanju u aktivnom razvoju teških rezervi nafte. Sva područja rješavaju se u zadacima intenziviranja, au nekim slučajevima znanstvene i proizvodne potpore za razvoj depozita ulja ugljika i devona s karbonatnim kolektorima.
Knjiga pokriva glavne značajke geološke strukture naftnih depozita s teškim rezervama nafte Bashkortostana, predstavlja rezultate eksperimentalnog, pilot i terenski rad na poboljšanju tehnologija za razvoj tih depozita.
Prema procjeni autora721, u karbonatnim rezervoarima u području Perm proze-uraharaiya, teške rezerve nafte bile su do 1988. 3 4 na volumenu rezidualnih bilanca.
Provedeno AOZT tatneftetitdach radovi na odnose naftne proizvode inhibiraju teške rezerve nafte u radu. Potreba za primjenom posebnih tehnologija i događaja zahtijeva značajne troškove. Na temelju njegove specifičnosti, korištenje PNP tehnologija ima skupi mehanizam. Rad se provodi na rubu troškova. Trošak proizvodnje nafte uz njihovo korištenje je približno 1 5 puta veći od troškova nafte proizvedenih bez uporabe PNP metoda.
Prema procjeni autora721, u karbonatnim sakupljačima u poljima Perm prose-Ulya, teške rezerve nafte bile su do 1988. godine 3/4 od volumena rezidualnih bilanca.
Zbirka predstavlja istraživanje za rješavanje nekih problema razvoja depozita s teškim rezervama nafte.
Kako bi se poboljšala učinkovitost razvoja naftnih polja, a posebno objekata s teškim rezervama nafte, potrebno je značajno poboljšati korištenje zaklada za trčanje. U tom smislu, Big Nadezhda dodjeljuje se dekretom Vlade Ruske Federacije 1. studenog 1999. br. 1213 o mjerama za provođenje neaktivne kontrole i očuvanja bunara na naftnim područjima i odlukama Kabineta ministara Republike Republike Bjelorusija 15. veljače 2000. br. 38 o mjerama po puštanju u rad neaktivne kontrole i očuvanje bušotina na naftnoj poljima Republike Bjelorusije, oslobađajuće organizacije koje čine naftom i plinom u Republici Baškotostanu, od redovitih plaćanja za proizvodnju nafte i plina i odbitaka za reprodukciju baze mineralnih resursa za naftu i plin često minirano od neaktivnih, kontrolnih jažica i bunara koji su bili u očuvanju od 1. siječnja 1999., s izuzetkom novih bušotina koje čekaju razvoj nakon bušenja.
Spojena tekućina za bušenje namijenjena je za bušenje i otvaranje produktivnih horizonta s teškim rezervama nafte predstavljenim prijenosom pješčanih aeurito-glinenih stijena u karbonat deblja.
Strateška zadaća postizanja globalne tehnološke razine rješava se, koji će osigurati učinkovit razvoj teških rezervi nafte, povećanje novih visoko produktivnih rezervi, minimizirajući troškove proizvodnje, širenje sudjelovanja u međunarodnim projektima.
Promjene u udjelu dodatnih bušotina i proizvodnje nafte od njih od strane horizonata D0 i AI Romaškoskog depozita.
To se može objasniti činjenicom da su obojene uglavnom u svrhu odabira teških naftnih rezervi.
To uzrokuje potrebu stvaranja naprednijih metoda za depozite s teškim rezervama nafte.
Tehnologija korištenja sustava dispergiranja vlakana je nova obećavajuća sredstva za povećanje naftne oporabe nehomogenih rezervoara s teškim rezervacijama nafte / / NTZ ulja.
Tablica 5.3 daje se kvantitativna (izražena u% nadoknadivih dionica) evaluaciju teških rezervi nafte u tim područjima. Analiza osobitosti geološke strukture naftnih depozita pokazuje: depozite se odlikuju složenom geološkom strukturom i karakteriziraju širok raspon vrijednosti geoloških i fizičkih parametara. Tablica 5.3 pokazuje da većina slojeva sadrži značajnu količinu teških rezervi nafte. To se objašnjava činjenicom da naftni depoziti karakteriziraju visoka zonska, leinzid i sloj-po-sloj nehomogenost formiranja. Analiza razvoja ovih depozita pokazuje da se proizvode pretežno visoki razdici i dijelovi formiranja.

Ulje je jedan od glavnih resursa potrebnih za osobu. Za mnoge tisućljeće, čovječanstvo koristi ulje u različitim područjima djelovanja. I unatoč činjenici da znanstvenici neumorno rade na razvoju novih energetskih tehnologija, ulje i dalje ostaje nezamjenjiv proizvod u području energije, prije svega. Međutim, rezerve ovog "crno zlata" su izumrle dovoljno brzo. Gotovo sva gigantska polja su dugo pronađena i razvijena, praktički nema lijevo. Važno je napomenuti da od početka tekućeg stoljeća nije ni jedan veliki naftni polje još nije pronađen kao Samootlor, Al-Gavar ili Prudo-Bay. Ta činjenica je dokaz da je čovječanstvo već proveo najveći dio naftnih depozita. U tom smislu, pitanje proizvodnje nafte svake godine postaje sve akutnija i relevantnija, posebno za Rusku Federaciju, koja je u smislu sposobnosti svog sektora u području rafiniranja nafte među svim zemljama na svijetu je na trećem mjestu prolazeći Kinu i Sjedinjene Države.

Dakle, ruske vlasti čine sve napore kako bi održali volumen proizvodnje nafte, čime se održava utjecaj države na svjetskom tržištu. Prema analitičkim prognozama, u bliskoj budućnosti vodstvo u području proizvodnje nafte će ići u Kanadu, Brazil i Sjedinjene Države, što je razočaravajuće za Rusku Federaciju. Od 2008. došlo je do negativne dinamike u vađenju ovog resursa u zemlji. Prema Ministarstvu energetike od 2010. godine, proizvodnja nafte u državi iznosila je 10,1 milijuna bara., Međutim, do 2020. godine, ako se ništa ne promijeni, proizvodnja će pasti na 7,7 milijuna bara. Situacija se može promijeniti samo usvajanjem temeljnih mjera u politikama proizvodnje nafte i industriji za rafiniranje nafte. Međutim, ove sve statistike i pokazatelji ne dokazuju da ulje rezerve i završetak. To sugerira da je sada najveći dio teške rezerve nafte. Prema procjenama Ministarstva energetike, ukupan broj takvih naftnih depozita na području Rusije predstavlja niti od 5-6 milijardi tona, što je u postotku 50-60% od ukupnog broja. Tako je teško ulje dobro rješenje problema, koji se sastoji od očuvanja potrebnih količina proizvodnje nafte. Dakle, vađenje teškog ulja je prisilna mjera.

Rezerve ulja nafte nazivaju se naftna depozita za koje se karakteriziraju nepovoljni uvjeti za ekstrakciju tog resursa, kao i nepovoljna fizikalna svojstva. Osim toga, ova vrsta depozita nafte također uključuje i one koji se nalaze na polici, u poljima koje se nalaze u kasnoj fazi razvoja, kao i visoko viskozno ulje. Dobar primjer proizvodnje visokog viskoznog nafte je razvoj Yamalo-njemačkog polja, koji ima značajke koje doprinose smrznutom ulju ne samo u hladnoći, već i na pozitivnoj temperaturi.

Apsolutno sve naslage teškog ulja su podijeljeni u dvije kategorije:

Depozite karakterizirane niskom propusnosti formiranja. To su gusti pješčenjaci, ploče, Bazhenovsky retinue;
Visokoškosti i tvrdo ulje - prirodni bitumeni, naftni pijesak.

Važno je napomenuti da je ulje koje pripada prvoj skupini u pogledu njegovih kvalitetnih karakteristika prilično usporedivo s tim uljem koji se proizvodi na tradicionalan način.

S obzirom na poteškoće tijekom ekstrakcije takvog ulja, vrijedno je napomenuti da uobičajene metode razvoja takvih depozita će biti neučinkovit. U tom smislu primjenjuje se potpuno različite tehnologije koje zahtijevaju odgovarajuće troškove. Tijekom nekoliko godina stručnjaci proučavaju depozite teškog nafte i razvijaju se prikladno, a istodobno relativno proračun, metode za njegovu proizvodnju.

Dakle, razvoj teških naftnih rezervi tradicionalnim metodama dovodi do činjenice da je u početku resurs iz bušotine dobro ide, ali se brzo ispada. To je zbog činjenice da se proizvodnja nafte u ovom slučaju provodi iz malog područja, koja se u pomno uz perforirani dio bunara. U tom smislu, bušenje uobičajenih vertikalnih bušotina ne daje potreban rezultat. U tom slučaju, metode treba koristiti za povećanje produktivnosti. U pravilu, oni su usmjereni na povećanje područja kontakta s formiranjem, koji ima veliki zasićenje ulja. Takav učinak može se postići bušotinama bušotine s velikim horizontalnim presjekom, kao i upotrebom metode rezervoara formiranja na nekoliko mjesta u isto vrijeme. Ova metoda se također često koristi u vađenju ulja iz škriljca. Međutim, za rudarstvo, na primjer, prirodni bitumen ili manji ulje, ova metoda će biti neučinkovita.

Izbor proizvodnih metoda takvih sirovina temelji se na takvom parametru kao dubini stijena zasićenih uljem. Ako su depoziti na relativno maloj dubini, na nekoliko desetaka metara, koristi se otvoren način rudarstva. Inače, ako je dubina pojave dovoljno velika, tada se ulje teško za uklanjanje najprije zagrijava trajektom ispod zemlje, što vam omogućuje da budete više tekućine i podignite na površinu. Proizvodnja pare, koja je skrivena u bunaru, provodi se u posebnoj kotlovnici. Važno je napomenuti da poteškoće nastaju koristeći ovu metodu ako je dubina pojave teškog ulja snažno velika. To je zbog činjenice da na putu do nafte, pare gubi svoju temperaturu, na taj način ne zagrijavaju ulje prema potrebi, zbog čega se ne mijenja njegova viskoznost prema potrebi. Prema tome, postoji metoda izloženosti pare-plina, koja se ne isporučuje u par u spremniku, a njezin je potvrda na željenoj dubini. Da biste to učinili, instalirajte generator pare izravno u klanje. Posebni reagensi isporučuju se na generator pare, kada se interakcija razlikuje pomoću topline, što doprinosi formiranju dušika, ugljičnog dioksida i vode. Kada se ugljični dioksid otopi u ulju, također postaje manje viskozno.

Stoga je vrijedno napomenuti da je teško ulje važan resurs, čiji će se ekstrakcija omogućiti da podrži vađenje potrebnih volumena ulja. Međutim, za njegovo ekstrakciju treba primijeniti temeljno različite metode koje se razlikuju značajno razlikuju od proizvodnje nafte iz tradicionalnih depozita. To zauzvrat podrazumijeva dodatne financijske posjede. U tom smislu, konačni trošak proizvedenog od teškog ulja bit će oko 20 dolara po barelu, dok je trošak od 1 bačve tradicionalnog ulja 3-7 dolara. Stručnjak i dalje radi na novim tehnologijama koje će omogućiti teško uklanjanje ulja s minimalnim troškovima.

Tema: Izgledi za razvoj teških rezervi od strane Republike iu Rusiji u cjelini

Sveučilište: ALMETYVSKY State Nafte Institut

Godina i grad: Almetyvsk 2013

Uvod 3.

1. Izgledi za Tiz. Upotreba podzemlja i razvoj baze podataka u Republici Tadžikistanu iu Rusiji 4

2. Izgledi za razvoj naftne industrije 9

3. Znanstvena podrška novih tehnologija za razvoj naftnih polja s teškim rezervama 13

Zaključak 22.

Popis referenci 23

Uvod

Glavna rezerva za održavanje razine proizvodnje nafte u mnogim regijama Ruske Federacije u suvremenim uvjetima za razvoj industrije je teške rezerve nafte (TIZ). Ako je na početku 60-ih. Udio teških rezervi u općoj ravnoteži SSSR / Rusije bio je oko 10%, a zatim 90-ih. Ona je premašila 50% i dalje se povećava. Naftna industrija Tatarstana 60 godina nakon otvaranja prvog polja industrijskog nafte preživjela je rast, 7-godišnju stabilizaciju s razinom proizvodnje više od 100 milijuna tona godišnje, naknadni kontinuirani pad tijekom 19 godina, a zatim nakon malog Rast (1995) došao je ponovno razdoblje stabilizacije proizvodnje razine od preko 25 milijuna tona godišnje. To je u velikoj mjeri rezultat provedbe brojnih programa za oporavak nafte na objektima s teškim rezervama nafte. Zbog toga je iskustvo dugogodišnjeg razvoja depozita i rezervoara s time i poboljšanje učinkovitosti njihovog razvoja vrlo vrijedno.

Relevantnost problema. U ekonomskoj situaciji u Rusiji, problem poboljšanja učinkovitosti pričuva nafte za pričuve nafte o primjeni najnovijih tehnologija za projektiranje, razvoj i koordinaciju područja u starim područjima za proizvodnju nafte je dobila određenu važnost. Stabilnost razine proizvodnje nafte u područjima koja su sklopila u završne faze razvoja određuje se racionalno korištenje preostalih teških rezervi. U suštini, rezerve svih depozita u kasnijoj fazi razvoja pretvaraju se u teško oporavak. Sada oko polovice ulja proizvedenog u zemlji pružaju najteže rezerve.

Svrha ovog rada je: proučavanje znanstvene ponude novih tehnologija za razvoj naftnih polja s teškim rezervama. Sljedeći zadaci teče iz cilja: razmotriti izglede za razvoj proizvodnje nafte u zemlji i dinamiku teških rezervi nafte za oporavak ruskih depozita.

Izglede Tiz. Podzorno korištenje i razvoj baze resursa u Republici Tadžikistanu i Rusiji

Za Rusiju - zemlje s kolosalnim prirodnim i resursnim potencijalom - razvoj odnosa vezanih uz pružanje prava na korištenje podzemlja i kontrolu nad ispunjavanjem uvjeta za njihovu odredbu, korištenje odnosa u procesu uporabe podzemlja za reguliranje Širi spektar socioekonomskih procesa među najvažnijim. Prema našem mišljenju, tijekom provedenih gospodarskih reformi, složena priroda odnosa u procesu uporabe podzemlja, opseg njihovog djelovanja nije ostvaren i ne koristi se u prilično u potpunosti.

U Rusiji, dugo vremena (od 1994.), rast ugljikovodičnih sirovina ne kompenziraju se za proizvodnju nafte i plina. Samo od 1994. do 2000. godine, nije nadopunjeno rudarstvo tekućih ugljikovodika iznosio je oko 700 milijuna% plina - više od 2,3 trilijuna. m3. U narednim godinama, ovaj je kanac intenziviran samo. Dakle, ako za 1997-2001 Povećanje rezervi industrijskih nafte, uključujući plinski kondenzat, pod uvjetom da je proizvodnja za 86%, u 2002. godini - samo 64%, dosegnuvši 243 milijuna tona s vađenjem od 421,4 milijuna tona. Osim toga, kvaliteta baze resursa je lošija. Udio teških rezervi u Rusiji premašio je 55%. Udio rezervi, stupanj proizvodnje je veći od 80%, premašuje 25% rezervi razvijenih naftnim tvrtkama, a udio rezervi rezervi više od 70% je više od 30%. Od 1991. do 2001. godine, u strukturi nadoknadivih rezervi, broj malih depozita povećao se za 40%, dok je broj jedinstvenih i velikih smanjenih za više od 20%. Općenito, 80% depozita na državnom bilancu pripada kategoriji malih.

Uzroci nepovoljnog stanja baze sirovine su dobro poznati stručnjacima u ovom području tehnike. To su oštro smanjeni volumeni regionalnog geološkog i istraživačkog rada na naftu i plinu zbog ukupnog smanjenja javnih sredstava dodijeljenih tim ciljevima, te nedostatak relevantne motivacije u naftnim i plinskim tvrtkama - podzemni korisnici i slaba kontrola od strane države za Osiguravanje racionalnog korištenja podzemlja i učinkovitosti razvoja depozita, kao i nedostatak potrebnih ovlasti o državnoj regulaciji odnosa za uporabu u saveznim izvršnim tijelima, provodeći vladine politike u proizvodnji zapaljivih minerala. Osim toga, neprozirnost, korupcija, visoki rizici povezani, posebice, uz mogućnost opoziva licence za mineralne resurse od korisnika podzemlja, smanjuju investicijsku privlačnost ove aktivnosti.

Do 2002. godine regije su aktivno sudjelovale u ulaganju reprodukcije baze mineralnih resursa. Njihova ulaganja u geološko istraživanje 2-3 puta premašila je volumen saveznih ulaganja. Čak iu 2003. godini, kada su regionalni proračuni praktično lišeni izvora geologije financiranja, oni u iznosu od približno istu količinu kao i savezni proračun. Uz ukidanje odbitaka za reprodukciju baze mineralne sirovine, volumen istraživanja u glavnim regijama koje proizvode ulje u rusiji smanjio se za 1,5-1,8 puta. Istodobno se smatralo da bi rudarske tvrtke trebale samostalno i na račun vlastitih sredstava za provođenje geološkog istraživanja i osigurati povećanje rezervi minerala. Međutim, odgovarajući poticaji korisnika podzemlja nisu primili. Prema tome, zakonodavstvo bi trebalo potaknuti ovu aktivnost koja ima važnu važnost.

Uspostavljeni tržišni mehanizam za upravljanje gospodarstvom bez provedbe mjera regulacije državne regulacije u uporabi podzemlja ne pruža sveobuhvatno rješenje za strateške zadatke korištenja baze mineralnih resursa. Kao rezultat toga, došlo je do dugoročnog zaostajanja u regionalnim radovima, kako u najvažnijim regijama za proizvodnju nafte i plina i na novim prometnima nafte i plina. U suštini, vrijeme za pripremu novih područja za obavljanje velikih radova za pretraživanje i evaluaciju, au budućnosti i na pripremi rezervi industrijskih ugljikovodika.

Kada intenzivirate granicu proizvodnje nafte u starim regijama, gotovo ništa nije učinjeno za pripremu za njih. Možete nekako kritizirati sovjetski sustav planiranja, ali uvijek je uzimao u obzir prospect. Bila je to tradicija razvoja baze mineralnih resursa zemlje.

U vezi sa sljedećim što je prije moguće, rad se treba provoditi na proučavanju novih regija koje će osigurati stabilizaciju situacije u ovom području. Štoviše, takve regije u zemlji još uvijek imaju: prije svega kaspijskog, istočnog Sibira, police na kraju mora. Delegacija u rješavanju ovog najvažnijeg zadatka može dovesti do gubitka nacionalnog goriva i energetskih resursa. Međutim, uspješna odluka ovog problema je nemoguća bez usvajanja novih zakona koji bi potaknuli izlaz korisnika podzemlja na ove regije.

Općenito, sustav državne uprave korištenja podzemlja treba temeljiti na temelju strateških interesa države kao takve i subjekte Ruske Federacije, uzimajući u obzir ekonomske interese gospodarskih subjekata. Za ovo trebate:

Provesti stvarno praćenje svih izdanih licenci i cjelokupni sustav podzemne dozvole;

Razviti opću strategiju za upravljanje vremenskim uporabom podzemlja s fokusom na formiranje postupaka i načela objektifikacije podzemnih uporabe;

Osigurati stabilan porezni režim za uporabu podzemlje, a ne mijenjati (bez potrebe) postojećih zakona i pravila.

Baza resursa zemlje treba razviti pod proširenom shemom reprodukcije. Izjave o rezervama od ruskih tvrtki i prijedloga za uvođenje ekonomskih sankcija na zalihe koje prelaze osam - devetogodišnje sigurnosne, pogrešno, i opasne su za gospodarski razvoj zemlje.

Izgledi za razvoj proizvodnje nafte.

Potencijalne razine proizvodnje nafte u Rusiji bit će utvrđene uglavnom sljedećim čimbenicima: potražnja za tekućim gorivima i razinom svjetskih cijena za to, razvoj prometne infrastrukture, porezne uvjete i znanstvena i tehnička dostignuća u istraživanju u razvoju depozita , kao i kvaliteta istraženih sirovina.

Perspektivni volumeni proizvodnje nafte u Rusiji će se značajno razlikovati ovisno o varijanti društveno-ekonomskog razvoja zemlje. Uz kombinaciju povoljnih unutarnjih i vanjskih uvjeta i čimbenika (optimističnih i povoljnih mogućnosti razvoja), proizvodnja nafte u Rusiji može iznositi oko 460-470 milijuna tona. u 2010. godini i povećanje na 500-520 milijuna tona. Do 2020. godine, s vanjskim i unutarnjim uvjetima, formiranje umjerene verzije društveno-ekonomskog razvoja zemlje, proizvodnja nafte je znatno niže - do 450 milijuna tona. U 2010. godini Do 460 milijuna tona. U 2020. godini, u kritičnoj verziji, proizvodnja nafte može se nastaviti samo u sljedećih 1-2 godine, a očekuje se kap za ekstrakciju: do 360 milijuna tona. Do 2010. i do 315 milijuna tona. 2020

Proizvodnja nafte će se provoditi i razviti u Rusiji kako u tradicionalnim područjima za proizvodnju nafte, kao što su zapadna Sibira, Volga Regija, Sjeverni Kavkaz, te u novim pokrajinama nafte i plina na europskoj sjevernoj (Timano-Pechora regija), u istočnom Sibiru i Daleki istok, južna Rusija (Sjeverna Caspian pokrajina).

Glavna baza ulja u zemlji za cijelo razdoblje u pregledu ostat će zapadno sibirski naftom i pokrajini plina. Proizvodnja nafte u regiji će se povećati do 2010. godine u svim opcijama, osim kritičkog, a zatim nešto smanjenje i bit će donekle u 2020. godini. 290-315 milijuna tona. Kao dio kritične verzije, razvoj depozita s teškim rezervama će postati mali, koji će dovesti do značajnog tereta proizvodnje u regiji.

U volga-ural pokrajini i na sjevernom kavkazu, proizvodnja nafte će pasti, zbog iscrpljivanja baze sirovine. U umjerenim i kritičnim opcijama, rudarstvo u tim područjima će se intenzivnije smanjiti.

Općenito, u Europskom dijelu Rusije, proizvodnja nafte (uključujući police) će se smanjiti i biti će 90-100 milijuna tona do 2020. godine. (protiv 110 milijuna tona 2002).

Na temelju moderne i projicirane kvalitete industrije baze sirovina, potrebno je:

Značajno intenziviranje geološkog istraživanja kako bi se osiguralo nužno povećanje rudarstva od neotvorenog tijekom depozita (Državni program podzemlja za licenciranje, uzimajući u obzir vjerojatne rizike kako bi se osiguralo postizanje održivog razvoja industrije industrije u njima);

Povećanje koeficijenata za povrat nafte radi povećanja nadoknadivog potencijala i trenutne proizvodnje razvijenih depozita.

2 izglede za razvoj naftne industrije

Republika Tatarstana je najstarije područje za proizvodnju nafte. Postoje pozitivni čimbenici koji omogućuju optimističan za procjenu izglede za pripremu novih rezervi u starim područjima za proizvodnju nafte.

Praksa pokazuje da je prognoza resursa i evaluacija kao studiranje kontinuirano povećati Republiku Tatarstan. Klasična potvrda o tome. U Tatarstanu, tijekom godina tržišnih reformi, došlo je do proširene reprodukcije rezervi nafte protiv 20-50% u prethodnim godinama. Pružanje dokazanih rezervi trenutne proizvodnje tijekom kontinuiranog rasta povećala se i trenutno je viša nego u zemlji. Republika rezna rezoluje prognoze nafte. Kao rezultat toga, početni ukupni (nadoknadivi) resursi povećali su se za 21% tijekom proteklog desetljeća. Neuspjeli nadoknadivi resursi procjenjuju se prije 30 godina. Dok učite, oni će se povećati. Daljnje procjenjivanje prognoza resursa, koji se održava jednom u 5 godina. U pravilu, svaka ponovna procjena prognoza dovodi do njihovog povećanja.

Drugo, pri ocjenjivanju resursa, koeficijent ekstrakcije ulja (KIN) obično se uzima kao 30-35%. Pretpostavlja se da će se s razvijenim tehnologijama u dubinama nakon vađenja nadoknadivih rezervi, 2 puta više ulja ostati, koje će se proizvoditi do kraja razvoja depozita.

Iako je Republika Tatarstana karakterizira visoka reproduktivnost podzemlja, tijekom godina tržišnih reformi, reprodukcija rezervi u otpadu se poboljšalo i uspoređeno s prosječnim ruskim s povoljnijim. Međutim, u ukupnom opsegu rezervi, na račun novih otkrića smanjen je s 49,2 do 13% godišnje. Unatoč dovoljnoj sigurnosti rezervi nafte u strategiji, značajna se pozornost posvećuje pripremi novih zaliha. To je zbog visokog udjela teških naftnih rezervi od 80%. Strategija reprodukcije reprodukcije rezervi za dugoročno u starim naftovima treba uključivati \u200b\u200brad u tri smjera:

Daljnje proučavanje i depozit naftnih depozita u tradicionalnim obavještajnim mjestima (Devon i ugljični depoziti).

Široka radu na povećanju rođenja, koji može biti novi najvažniji smjer povećanja baze resursa starih područja za proizvodnju nafte.

Geološko proučavanje sadržaja nafte i plina netradicionalnih objekata duboko-ljepljivih stijena kristalnog temelja i rife-vektora sedimentnih sedimenata, perm perumentu bitumena.

Trenutno, 28 malih naftnih tvrtki djeluju u naftnoj industriji Republike Tatarstana, naftnoj proizvodnji na kojoj je od 10 tisuća do 500 tisuća tona godišnje. Uglavnom, te su tvrtke nastale na temelju dekreta predsjednika Republike Tatarstana na povećanju proizvodnje nafte u 1997-1998. Na konkurentnoj osnovi, 67 naftnih depozita preneseno je na njih, a uglavnom s teškim rezervama koje sadrže visokoškolsko ulje, od kojih je većina bila otvorena prije 15-30 godina. Stvaranje novih naftnih tvrtki temeljito je promijenilo situaciju s proizvodnjom nafte u Republici. Činilo se da su se pojavile nove inovativne tehnologije, natjecanje, nove metode mun i proizvodnje. U 2004. godini više od 4,8 milijuna tona minirano je u malim tvrtkama. U narednim godinama planira se donijeti proizvodnju nafte na sve neovisne naftne tvrtke na 8 milijuna tona godišnje.

Iskustvo razvoja naftne industrije Tatarstana pokazalo je sljedeće

Optimizacija uvjeta za uporabu podzemlja i oporezivanje je ključ za rješavanje problema mornarice i osigurati potrebe zemlje u naftu i plinu,

Porezna stimulacija i diferencirano oporezivanje proizvodnje nafte ovisno o rudarskim i geološkim uvjetima i pričuvama smanjenja mirovanja mogu se regulirati i primijeniti bez korupcije;

Trenutni zakon "na podzemlju" dopušta diferencijaciju NPPI-ja, poticanje razvoja "starih" i iscrpljenih depozita;

Ako pažljivo se odnose na dubine i tržišta koje raspolažu na razini ispitanika Federacije, onda postoje ogromne mogućnosti za daljnje

Kako bi se uspješno provela strategija razvoja nafte i plinskog kompleksa Republike Tatarstana, potrebno je stvoriti povoljne uvjete koji osiguravaju nužno povećanje rezervi i nafte, što je moguće kao posljedica usvajanja a Napredniji zakon "o podzemlju", čiji je projekt na raspravi.

Za uspješnu provedbu energetske strategije Republike Tatarstana do 2020. godine potrebno je stvoriti normalne uvjete za razvoj naftne industrije. U tu svrhu slijedi:

Spremi trenutni mehanizam za uporabu podzemlja - zajedničko upravljanje Federacijom i konstitutivnim subjektima Ruske Federacije o izdavanju dozvola na načelu "dva ključa": Ruska Federacija i predmet Ruske Federacije;

Osigurati mogućnost izaslanstva dijela ovlasti saveznog odjela za uporabu podzemlja na regionalnoj razini; Prijenos na regionalne vlasti ovlasti za naručivanje malih i srednjih depozita korisnih minerala s izvlačenjem naftnih rezervi na 30 milijuna tona;

Uvesti diferencirano oporezivanje ovisnosti o proizvodnji nafte o rudarskim i geološkim i geografskim uvjetima za razvoj naftnih polja i kvaliteta robe ulja u dubinama;

Kako bi se poboljšala učinkovitost razvoja podzemlja, potrebno je napisati i natjecateljski i aukcijski oblik pristupa dubinama, svaki od njih ima prednosti i nedostatke i može se primijeniti ovisno o specifičnim uvjetima;

Za racionalno korištenje sredstava za podzemlje, potrebno je ojačati državnu kontrolu nad provedbom dogovorenih preduvjeta; To je izvedivo godišnjim dodacima ugovore o licenciranju u kojima se bilježe godišnja razina proizvodnje, reprodukcija rezervi, istraživačkih i operativnih volumena; Oni se uzimaju iz projektnih dokumenata odobrenih na propisani način i nadzornici autora; kontrolirati izvršenje MPR Ruske Federacije; Pozitivno iskustvo dostupno je u Republici Tatarstanu;

U zakonu "na podzemlje", potrebno je osigurati poticaje za mornaricu kao rezultat otkazivanja plaćanja za ponašanje ugljikovodika u svojim vlastitim sredstvima sustava podzemlja, primjene Priroda podnošenja područja za rizičnu naftnu industriju, Plaćanje podzemnih korisnika korisnika povijesnih troškova države u dubinama podzemlja samo nakon što je projekt objavljen za povrat i primitak dovoljnog dijela, pojednostavljujući postupak za registraciju otkrića, puno financiranje regionalnih i funkcionalnih geoloških istraživanja na štetu država;

Da biste odobrili na razini vlade "pravila za razvoj naftnih polja" i za racionalnu upotrebu rezervi za sirovine ugljikovodika, Državna komisija za rezerve i cijene Mineralna komisija je korisna da se izravno pokorava Vladi Rusije.

3. Znanstvena podrška novih tehnologija za razvoj naftnih polja s teškim rezervama

Udio teških pričuva u niskopropusnim kolektorima, u područjima zona i viskoznim uljima, i dalje se povećava i sada je oko 60% (sl. 3.1).

Nažalost, kvaliteta ostataka zaliha pogoršava i zbog aktivne generacije dobrih, aktivnih dionica. Ako su aktivne rezerve razvijene strujom u prosjeku za 75%, onda je teško odbačena za samo 35%.

Slika 3.1 - Dinamika teškog oporavka ulja u Rusiji

Sa Slike 3.1, može se vidjeti da se s povećanjem udjela teških rezervi, koeficijent projekta nafte smanjen je dugi niz godina, a tek posljednjih godina počeo je malo rasti.

Te ovisnosti su prilično vedro ilustrirane trenutnom dugoročnom tendencijom u razvoju naftnih polja - negativne promjene u strukturi dionica za dugi niz godina, nažalost, nije kompenzirana poboljšanjem korištenih tehnologija za oporabu ulja.

U nekim slučajevima to je zbog nedostatka tehnoloških rješenja za učinkovito oporavak nafte za određene geološke i fizičke uvjete, što je u posljednjih nekoliko godina pogoršana činjenicom da je relevantni istraživački rad bio ograničen. Međutim, poznate nove tehnologije se ne koriste za korisnike podzemlja. Razlog tome, u pravilu je da je njihova upotreba povezana s visokim troškovima, posebno u početnom razdoblju razvoja terena, a korisnici podzemlja često izbjegavaju potrebu za uporabom. Nade za dolazak novih tehnologija oporabe nafte u vezi s radom na području stranih tvrtki nisu bili u potpunosti opravdani.

Poseban problem u zemlji je tvornički depoziti - sada je prosječan vodootporan proizvedenih proizvoda oko 86%.

S obzirom da je glavni način razvoja depozita zemlje poplava, broj preostalih ulja u vodonepropusnim slojevima stalno će se povećati. Kako bi se povećala te zalihe, također je potrebno koristiti naprednije tehnologije.

Uzimajući u obzir nastajuću strukturu dionica i perspektiva za njihov razvoj, može se tvrditi da se povećanje oporabe nafte od tvrdo toksičnih rezervi, kao i rezerve u formacijama spremnika, može se tvrditi da je značajna uloga u rastu nadoknadive Rezerve zemlje treba odisati.

Treba napomenuti da međunarodne tvrtke za proizvodnju nafte posebnu pozornost posvećuju povećanju nadoknadivih rezervi primjenom novih tehnologija za oporabu ulja: tehnologije za obnavljanje ulja osiguravaju od 4 do 12% rasta nadoknadivih rezervi.

Prema procjenama stranih istraživača, prosječni dizajn oporavak nafte u svijetu sada je oko 30%, u SAD-u - 39%, dok je prosječni real real ulja u budućnosti predviđen u iznosu od 50-60%.

Mogu se razlikovati tri velika bloka glavnih metoda za razvoj naftnih polja: prirodni režim, sekundarne metode i tercijarne metode (metode za povećanje obnavljanja nafte).

Rasprostranjena uporaba sadnje omogućila je značajno povećanje učinkovitosti razvoja naftnih polja zemlje. Dodatno povećanje povrata ulja ulja u tvornici pod određenim uvjetima pružaju takozvane hidrodinamičke metode izloženosti: ciklički učinak s varijabilom filtracijskih tokova, sistemske tehnologije implementacije, horizontalnih bušotina, hidrauličkih akumulacija u sustavu bušotina i drugih.

U isto vrijeme, prema većini stručnjaka, radikalno povećanje prosječnog koeficijenta za povrat ulja u zemlji, posebno u teškim rezervama, može se postići samo sa značajnim povećanjem uporabe "tercijarne" metode: toplin, plin i kemikalija (dosegli oporavak nafte 35 - 70%).

U isto vrijeme, metode povećanja obnavljanja nafte su mnogo složenije, u usporedbi s tvornicom, procesima na temelju mehanizama dodatnog ekstrakcije ulja iz poroznog medija. Tehnologije ovih metoda zahtijevaju i unaprijed temeljito znanstveno značenje u odnosu na specifične uvjete i naknadnu znanstvenu potporu prilikom primjene korištenjem novih i fundamentalno novih sredstava kontrole i regulacije.

Sve to zahtijeva dodatne troškove. U isto vrijeme, stvarna ulaganja o stvaranju novih tehnologija u domaćim tvrtkama su redoslijed manji manje nego u stranim.

Međutim, inozemno i domaće iskustvo svjedoči da se složenost i dodatni troškovi na kraju kompenziraju povećanom učinkovitošću.

Postoje informacije za više od 1500 projekata mjeseca u svijetu. Godišnje rudarstvo procjenjuje se na 120-130 milijuna tona.

U SAD-u početkom 2010. godine bilo je 194 projekta za povećanje oporabe nafte. Od 1998. godine, njihov se broj donekle smanjio od 1998. godine, mijenjajući se od 199 1988. godine., Do 143 - u 2004. i 194 - u 2010. godini, ali, dok se njihova konsolidacija dogodila. Ukupna proizvodnja nafte na štetu ovih metoda iznosi 34,4 milijuna tona godišnje. Posebno je važno napomenuti da je udio proizvodnje nafte kroz "tercijarne" metode u ukupnoj proizvodnji u SAD-u oko 12%.

S obzirom na stanje i izglede za uporabu metoda za povećanje oporabe nafte, treba reći o domaćem iskustvu aktivnog uvođenja ovih metoda u 80-ih godina prošlog stoljeća.

Poticaj za razvoj problema bio je posebna odluka Vlade zemlje (1976), koja je odredila obujam dodatne proizvodnje nafte zbog korištenja "tercijarne" metode povećanja povrata nafte, kao i volumena pitanja u zemlji koja je potrebna za ovaj materijalni i tehnički način. Ona također osigurava ekonomsku stimulaciju provedbe pilot industrijskih radova poduzećima za proizvodnju nafte. Kako bi se usredotočili na rješavanje ovog problema, stvoren je "međusektorski znanstveni i tehnički kompleks" nefteotud. Organizacijska struktura kompleksa pružila je i znanstvenu potporu problema i osiguravanje provedbe programa iskusnog rada.

Prebačen u strukturu RNHTK servisnih tvrtki ("Tersterceft", "Soyuzneftepromhim", "Soyuzneftetach", "Tatneftetum") nastupao je na iskusnim ribarima poduzeća i zraka za proizvodnju nafte, ugljikovodika, ugradnju posebne opreme).

Za relativno kratko razdoblje, dodatna proizvodnja nafte zbog "tercijarnih" metoda povećala se na 11 milijuna tona godišnje. Znanstvena podrška problema provedena je kroz "Vniineft" s pružanjem odgovarajućeg sredstava.

S prelaskom naftne industrije novom poslovnom sustavu, prestali su mehanizmi poticanja problema povećanja povrata nafte, značajno je smanjena aktivnost znanstvenih istraživanja, korištenja metoda počela opadati.

Sada rudarstvo na štetu "tercijarnih" metoda samo neznatno prelazi 1,5 milijuna tona godišnje. U posljednjih nekoliko godina na poljima zemlje pokrenuto je nekoliko projekata o korištenju termalnih i plinskih metoda. U isto vrijeme, po našem mišljenju, postoji niz problema, a ne primijenjeni nalog, čija se studija ne može odgoditi ako postavimo cilj povećanja u razvoju zaliha teškog na oporavak u narednim godinama , Među tim problemima:

Regulacija kretanja opruga otopina kemikalija na akumulaciju;

Smanjenje adsorpcije kemijskih reagensa na poroznom mediju;

Stvaranje adresnih sastava kemikalija za specifične uvjete spremnika;

Intraflast smanjenje viskoznosti ulja kemijskim sredstvima;

Simulacija procesa filtriranja različitih sredstava za povrat ulja;

Regulacija procesa intra-blok oksidacije ulja;

Određivanje utjecaja svojstava poroznog medija i ubrizgava se u akumulator sredstava na kinetiku oksidacije kada se ubrizgava visoki tlak;

Određivanje učinka temperature na kapilarne osobine poroznog medija;

Određivanje učinka temperature na fazne krivulje permeabilnosti za različite porozne medije;

Optimizacija plinskih sredstava pri kombiniranju injekcije plina i vode;

Korištenje sustava pjenjenja i drugih reagensa za reguliranje fizikalno-kemijskih, toplinskih i plinskih metoda;

Procjena učinkovitosti injekcije slabe mineralizirane vode u slojeve, mijenjajući vlaženje poroznog medija;

Procjena učinkovitosti metoda za povećanje povrata nafte na komercijalnim podacima i mnogim drugima.

Volumeni i razina rada na uporabi metoda za povećanje oporabe nafte i razvoj tvrdokornih zaliha odgovaraju, nažalost, njihovu trenutnu znanstvenu podršku.

Iako je nedostatak saveznih i sektorskih programa o ovom pitanju ne dopuštaju posebno da prezentiraju volumene istraživanja o pojedinim metodama, ali neizravni pokazatelji (posebno u usporedbi s inozemnim tvrtkama) dovoljno je rječit.

Prema izvješćima, rashodi za istraživanje i razvoj rada u stranim naftnim i plinskim tvrtkama u 6 - 10 puta više nego u velikim ruskim tvrtkama.

Slika 3.2 - Volume financiranja niokara po istraživaču, tisuću dolara.

Prema g.i. Shmal, Shell proveo na istraživanje i razvoj u 2007. - 1,2 milijarde dolara, u 2008. - 1,3 milijarde dolara, u 2009. godini - 1 milijarde dolara. Cijena svih ruskih naftnih tvrtki zajedno s Gazpromom na istraživanju i razvoju iznosio je 250 milijuna dolara u istoj godini , S obzirom na šire od znanstvene odredbe za stvaranje novih tehnologija, napominjemo potrebu za sudjelovanjem u njegovom financiranju i države i poslovanja. Može se vidjeti (sl. 3.2) da je u Rusiji financiranje istraživanja i razvoja znatno manje nego u drugim zemljama - i iz države, tako, a posebno, na dijelu poslovanja.

Zanimljivi patentni podaci u sektoru nafte i plina, koji još jednom naglašavaju ovisnost ovog pokazatelja iz financiranja istraživanja i razvoja: broj registriranih patenata u ruskim tvrtkama je deset puta manje nego u stranom (sl. 3.3).

Slika 3.3 - Broj registriranih patenata s naftnim i plinskim tvrtkama, kom.

Nedavno su se pojavili brojni ohrabrujući čimbenici za mogućnost ubrzanog razvoja problema povećanja povrata ulja rezervoara s teškim rezervama. Zabrinutost cjelovitosti oporabe nafte na depozitima zemlje izrazio je vodstvo zemlje.

Odluke vlade usvojene su na ekonomsku poticanju razvoja depozita s teškim rezervama:

Povećano ulje viskoznosti (više od 20 mPa.ssek);

Visoki porast (više od 85%);

S niskim slojevima propusnosti (1.5-2.0; 1,0-1,5; manje od 1,0 um 2 .10 -3).

Nažalost, provedba donesenih dokumenata zadovoljava brojne praktične poteškoće koje se odnose na potrebu za stvaranjem zasebnih sustava prikupljanja i pripremu nafte, koji zahtijeva ponekad znatne troškove. Što se tiče niskopropusnih rezervoara, prikazana verzija rezolucije i dalje zahtijeva dodatne pojašnjenja, kako prema metodi određivanja propusnosti (apsolutnog ili relativnog) i, kao i kako postići takvu točnost dijagnoze stvaranja nafte za propusnost.

Kada razmatraju izglede za jačanje znanstvene podrške industrije, ponekad se predlaže da nametnu rješenje za industrijske probleme na naftnim tvrtkama i njihovim znanstvenim centrima. Treba uzeti u obzir da su znanstveni i analitički centri usmjereni na naftne tvrtke usmjerene na rješavanje trenutnih primijenjenih zadataka, osim toga, globalna praksa pokazuje da svaka ekonomski razvijena zemlja ima vlastitu industrijsku politiku, a industrijska politika je nemoguća bez sistemski organizirane sektorske znanosti , To se objašnjava činjenicom da je horizont tehnološke prognoze korporacije rijetko prelazi 7 - 10 godina, temeljne studije obećavaju isplativ rezultat u 20 - 30 godina. U dvadesetogodišnjem jaz, sustav primijenjene (sektorske) i akademske znanosti samo radi - to je u ovom privremenom prazninu da su smjernice postavljene za probojnu inovacije prenesene u sljedećem koraku u nio-korporativnom istraživanju i razvoju podjele.

Pozivi se na koncentraciji naftne znanosti u obrazovnim sveučilištima, kao djelomično se prakticira u brojnim stranim zemljama. Međutim, potrebno je uzeti u obzir činjenicu da domaći sveučilišta još nemaju potrebnu znanstvenu i tehničku i kadrovsku bazu, kao i najvažnije, iskustvo primijenjenih istraživanja, koje je stvoreno dugi niz godina.

Stoga se čini da su izgledi za povećanje učinkovitosti razvoja naftnih područja zemlje i korištenja mjeseca povezani s potrebom za oživljavanjem sustava znanstvene odredbe ovog problema na temelju kompleksa sektorskog i obrazovnog institucije s uključenom instituta Rusije.

Općenito, moguće je formulirati prijedloge za revitalizaciju radova na stvaranju novih tehnologija za razvoj teških rezervi nafte:

Državna regulacija problema;

Koncentracija znanstvenih, metodoloških i tehnoloških napora na temelju znanstvenih i tehničkih programa;

Stvaranje znanstvenih centara na temelju industrijskih institucija i sveučilišta;

Organizacijska i financijska potpora problema na temelju državnih programa iskusnih i istraživačkih radova, licenciranja i projektnih dokumenata;

Zajednički programi (bazeni) naftnih tvrtki na studiji i testu Mjeseca;

Znanstvena podrška iskusnom radu.

Po mom mišljenju, provedba ovih prijedloga će omogućiti 2025 nadoknadivih rezervi zemlje da se poveća za 2 - 4 milijarde tona s godišnjim dodatnim rudarstvom: 30 - 60 milijuna tona godišnje.

Zaključak

Pitanja razvoja tvrdokornih rezervi nafte povezana su s problemom povećanja koeficijenta oporabe nafte. U proteklih 25 godina, rod u Rusiji smanjen je s 42 na 27-28%, dok je u Sjedinjenim Državama u istom razdoblju Kin je porastao s 32 do 40%, iako je struktura rezervi nafte u početku lošije. Ova opasna tendencija povezana je s dva razloga. Prve, tvrde za oporavak rezervi već su više od 50% ruskih rezervi nafte, a kada rade, Kin je uvijek niža. Drugo, odobreni projekti za razvoj glavnih područja Rusije osiguravaju tradicionalnu fascifikaciju depozita s karakteristikom niskog kina, a ne korištenje suvremenih tehnologija za povećanje oporabe nafte. Učinkovitost tih tehnologija dokazuje nas iskustvo SAD-a, gdje se, unatoč iscrpljenom podzemlju, više od 30 milijuna tona nafte godišnje proizvedeno iz inovativnih tehnologija. No, u Rusiji, na najstarijem polju Tatarstana Romaskinsky, zbog korištenja ovih metoda, godišnji porast volumena proizvodnje je 1,5 milijuna tona. Nažalost, to je jedini primjer u Rusiji.

Povećanje rezervi nafte, osobito u posljednjih nekoliko godina, je 2 puta veće od njegove proizvodnje. Nove neovisne naftne tvrtke nastale u Tatarstanu 24 već su osigurali ubrzani ulazak u razvoj 36 naftnih polja. Sve naftne tvrtke (bez oJSC tatneta) bit će proizvedene u narednim godinama 8 - 8,5 milijuna tona godišnje. Najveća naftna tvrtka - OJSC tatneft, u smislu godišnje proizvodnje, koji je dio najvećih ruskih naftnih tvrtki, a među 30 vodećih naftnih tvrtki na svijetu, daje do 40% proračuna Republike Tatarstana. Za oko 2,7 milijardi tona nafte od početka razvoja polja Tatarstana, tvrtka je stabilizirala proizvodnju nafte, osiguravajući višak povećanja rezervi preko rudarstva 2 puta. Trenutno je više od 40% nafte na tatarskim poljima minirano uvođenjem suvremenih tehnologija i metoda za povećanje obnavljanja nafte formiranja. Nije slučajno da su vrijednosni papiri OJSC tatnefta navedene na prestižnim Londonu i New York Burze.

Popis rabljene literature

1. Bušenje i ulje. Kolovoz 2012. Specijalizirani časopis.

2. Dunaev V.F. Ekonomija industrije nafte i plina poduzeća: udžbenik / v.f. Dunaev, V.L. Shpakov. N.p. Epifanova, V.N. Lyandini. - Nafta i plin, 2009. - 352 str.

3. KONAUTORICH A., Korjubaev A. G., Eder L. V. Strategija razvoja nafte / All-Russian Economic Journal "Ekonomija i organizacija". - 2008. - №7. - 78 str.

4. Korjubaev.

5. Martynov V.N. U naftu i plinskom obrazovanju - kriza prekomjerne proizvodnje / časopisa "ulje Rusije", 2009., - br. 8 - 23 str.

Liked? Kliknite na gumb u nastavku. Vas nije teškoi nama ugodno).

Do besplatno preuzimanje Sažetak pri maksimalnoj brzini, registrirajte ili prijavite se na stranicu.

Važno! Svi podnesci prikazani za besplatno preuzimanje osmišljene su za izradu plana ili baze vlastitih znanstvenih radova.

Prijatelji! Imate jedinstvenu priliku da pomognete istim učenicima poput vas! Ako vam je naša stranica pomogla pronaći pravi posao, onda ste definitivno razumijevanje kako posao koji trebate može olakšati rad drugima.

Ako je apstrakt, po vašem mišljenju, loša kvaliteta, ili ste već upoznali ovaj posao, javite nam.

TRIZY HARD-to oporaviti zalihe , U SSSR-u, osobni backlen ( bazhenovsky slatko. ) Primijećeno je već 10 godina kasnije nego u Sjedinjenim Državama i pažljivo ga pregledava 1968. godine. Bilo je to kao jedna stvar da ne bi bilo sreće, a tuga je pomogla. " Na Salymskoye depozit u blizini grada Goropravdinka, tijekom produbljivanja istraživačke bušotine, 12-p kada se dogodilo ne-kontrolirano naftno nafta, na kraju, aparat za bušenje bio je zapaljen. Nakon toga, pravila s ulogom agencija za provedbu zakona uspjela je opravdati da geolozi i radnici ne slušaju. Fontana (kapacitet se smatra u određenoj količini stotinu tona dnevno), formirana gdje ga nitko nije čekao, on je krenuo glavom znanstvenim radnikom i ruskim čelnicima. Bazhenov slatko (i upravo od tamo je postigao fontanu) počeo raditi aktivno i bušiti svježe bunare. No, bilo je vrlo odmah otkriveno da je produktivnost bunara svakako drugačija, s time, u posljedica toga tehnološke zadatke, geolozi nisu imali sposobnost da se okarakteriziraju poprečni presjek Bazhenovskog retina. Kao rezultat toga, dugoročno bajensko polje ostalo je brže od strane tema znanstvenog istraživanja od stvarnog industrijskog razvoja.

Sada je situacija načelo drugog. Kao rezultat iscrpljivanja klasičnih polja i (u tome vrijedi ispovijed) uspješne USA vještine za razvoj formacija škriljaca, vlada u Ruskoj Federaciji i naftovima privučeno je razvoju teških zaliha nafte. Svi favoriti ruskog "nafte" - Rosneft, Lukoil, Surguneftegaz, precijenjena briga za planove Shalea, radi s Bazenolom. Početkom veljače 2014. godine, dodatak aktivnom dogovoru s Schlumbergerom o tehnološkoj suradnji u razvoju teških zaliha nafte, posebno, potpisan je Bazhenovskaya Suite. I u 2013., Shell i Gazprom Neft napravio je zajednički pothvat "Khanty-Mansiysk ulje i plinsko uništenje" za rad u sektorima s uljem iz škriljevca u zapadnom Sibiru. Uz to, tvrtke već imaju uspješan zajednički pothvat - salym razvoj nafte, što dovodi do razvoja Saliam grupe naftnih polja i još uvijek radi na razvoju Bazhenovsky slatka: u veljači danas, SPD je počeo bušiti 1 Horizontalna procjenjuje se dobro na Verkhne-Salim Depolut. Međutim, osim tehnološkog elementa, u svim planovima za uključivanje u razvoj tvrdog čišćenja surfaktanta u Ruskoj Federaciji (kao, općenito, te u svakoj drugoj zemlji svijeta) postoje ekonomski.

Ostaci poreza (ekstraktivne rezerve)

Položaj ruskih vlasti o značaju pitanja uključivanja u vađenje teških dionica promijenila se radikalno. Konkretno, prema glavama Ministarstva unutarnjih poslova Sergej Donskoyja, proučavanje nestandardnih primjena ugljikovodika u Ruskoj Federaciji, koji se aktivira u stvarnom vremenu, bit će potreban čimbenik u proizvodnji nafte nakon 20 godina: " Ako možemo staviti zalihe u Khmi na ravnotežu ulja do zaliha nafte, a zatim ruski Federacija može isteći na 1. prostor na svijetu u cjelini na naftnoj zalihama. " U okviru Ministarstva prirodnih resursa Ruske Federacije na temelju "Roshicology", koordinacija sredine studije i studija nestandardne pojavljuje se i izvori ugljikovodičnih sirovina. Prema tekstovima zamjenika ravnatelja ove tvrtke Roman Samsonov, svrha je za zemlju Ruske Federacije da provede četiri ili pet kvalificiranih poligona s raznim prirodnim kriterijima, krajobraznim, geološkim karakteristikama. Ministar energetike Alexander Novak, u vlastitom redu, da će Ruska Federacija nastaviti povećavati proizvodnju nafte, u kojem zahvaljujući proučavanju teških viška. Prema njegovim tekstovima, intenziviranje rada s ovom kategorijom resursa postalo je vjerojatno da će biti izmijenjeni izmjenama i dopunama zakonodavstva o poreznim naknadama, koji iniciraju rudarstvo teških zaliha nafte.

U desnoj strani, vlada u 2012.-2013. Uzeo određeni broj koraka u određenom smjeru, čiji je srednji dio bio razvoj saveznog prava br. 213-FZ, koji je uveo porezne opravda Stopa za ekstrakciju potrebnih fosila (NDPI) za nekoliko kategorija pokušava. Konkretno, NPPE stopa ima sposobnost da se smanji s 20% na 100%, ovisno o propusnosti depozita i na sličnosti proizvodnih depozita (nulte funkcije za naftu proizvedenu od naslaga vezanih uz Bazhenovsky, Abalak, Khadadan i Domanian Produktivni sedimenti). Ne računajući to, zakon "na carinskoj tarifi" podnio je ispravke koje su stavljale smanjenu ponudu izvoznih dužnosti na naftu minirano od depozita Tyumen slatkiša. Za uporabu smanjene stope, potrebno je da se odgovarajuće zalihe nafte u sedimentima Tyumen Sweeta iznosi najmanje 80% početnih zaliha nafte cjelokupnog licence.

Zakon ima ograničenja za beneficije. Jedna od najznačajnijih - razina amortizacije težinskih zaliha od 1. siječnja 2012. nije dužna premašiti 3% ili depozite dužni su biti uspostavljeni za općinsku bilancu prijava kasnije od 1. siječnja 2012. godine. Postoje mnogi problemi koje je postupak za određivanje karakteristika permeabilnosti i učinkovitu debljinu zasićene nafte na depozitima ugljikovodičnih sirovina nalazi se u fazi razvoja. I prije uvođenja toga, o snazi \u200b\u200bporeznog obveznika treba kontrolirati vrijednosti propusnosti i učinkovite debljine spremnika za zasićenost ulja, označene u općinskoj bilanci vlasničkih fosila (GBZ) od 1. siječnja , 2012. Međutim, 1. praksa korištenja pogodnosti pokazala je da su karakteristike propusnosti, učinkovita debljina zasićene nafte i na sličnosti produktivnog depozita u GBZ-u, taktično se odražavaju vrijeme. I to značajno komplicira vjerojatnost koristi. Od 7. veljače 2014. objašnjenja savezne porezne službe Ruske Federacije s popisom slojeva imena s dodjelom na ono što ili drugi produktivni sediment. Međutim, kako će ta objašnjenja raditi, dok ne nije jasno.

Općenito, naftne tvrtke pozitivno razmatraju imenovanje u kojem se vlada vozi, poticanjem razvoja troma. 213. Zakon je već omogućio povećanje financijske učinkovitosti razvoja i uspostavljen u ODA hard-nadoknadivim zalihama 10 polja u cijeloj zemlji. U Gazpromu neft, ovi depoziti još uvijek imaju ta depozita. Međutim, o pogledu naftinih radnika, imaju mjesto koje će biti skup prednosti još uvijek nije u stanju pokrenuti razvoj viška tvrdog bića. Vlada, ide prema željama naftemena, poziva vas da povećate prag proizvodnje depozita od 3 do 10%. Račun u kojem se predlaže da šire vjerojatnost korištenja nižih koeficijenata na NPPI stopu na depozite koji se odnose na produktivne sedimente Bazhenovsky, Khazhenskijaya, Domarnikov i Abalak slatko s stupnjem operacije zaliha od siječnja 1, 2012 od 3 do 10%, već se nalazi u državi Duma. Naprotiv, to se ne protivi Ministarstvu financija Ruske Federacije, au Zavodu za komunikaciju s odnosima s javnošću Ministarstva energetike, novinar "Ch" rekao je da je agencija, više od toga, smatra Pogodno za odraštanje gornjeg graničnog stupnja proizvodnje od 10 do 13%, "jer postoji mjesto za biti u ovom trenutku nadzora operacije kako bi se koristili diferencirani NDPA stope prema tvrdom ulje za uklanjanje ulje Vjerojatnost korištenja koristi za gospodarstvo planova, koja se pokazala u razvoju. "

U ovom trenutku i vjerojatnost davanja poreznih preferencija u izgledu nizvodnog koeficijenta se smatra da je NPPI stopa za visoko viskozno ulje (s viskoznošću od 30 MPa · od do 200 mPa · c).

No, ovi zaključci, u slučaju da postanu prihvaćeni, još uvijek je moguće uzeti u obzir samo kao dio mjera ansambla kako bi se potaknulo razvoj viška tvrdog bića. Oilmen je htio uvesti nulu stopu NPPA za depozite teških za uklanjanje izvan ovisnosti o stupnju proizvodnje depozita, distribuirati koristi za niskopropusne kolektore, područja s niskim zasićenjem ulja (ne više od 55%) ili niskim spremnikom (ne više od 4 metra) ili s najvišim vodama (više od 80%) na Achimov Sweet, proširiti povlašteni porezni korak do 20 godina za sve kategorije viška tvrdog bića.

"Naravno, uzimajući u obzir fokus Ministarstva financija Ruske Federacije kako bi se spriječilo smanjenje profitnog dijela Butzhetske države, mogućnost donošenja tih izmjena nije očita - da je šef Odjela za poreznu politiku Tvornice "Gazprom neft" Alexander Shubin. - Ali to je rad za budućnost. NPPA Tolik u strukturi svih poreza planova (osim izvozne carine) je unutar 80%, a širenje karakteristika koristi za tromove ima sposobnost da ima značajan utjecaj na učinkovitost njihove provedbe, koja će nesumnjivo pomoći u uklanjanju jeftinih planova za prihvatljivo da se stupanj pozitivnog istraživanja.

Ovisno o toj finalizaciji regulatornog okvira u smislu širenja perimetra trajnih zaliha, produljenje izloženosti prednosti i uspostavu bezbojnog postupka za određivanje i korištenje svježih koeficijenata koristi ima mogućnost da se drugi život osigura gotovo Sva aktivna imovina ruske naftne grane i Gazprom ne potaknu, a također će biti pozitivan utjecaj na crtanje u razvoj svježih rešetki s uvođenjem modernih tehnologija proizvodnje nafte, olakšavajući obnovu tehnološkog arsenala industrije. ""

Sektorski stručnjaci govore o tome. Na praćenje GP-a "Nazzhn ih. V. I. Spielman, "do 2030., 18-20 milijuna tona nafte godišnje ima sposobnost da proizvede 18-20 milijuna tona nafte godišnje, ali podložno skladištenju paketa naknada. S ovim pogodnostima izdanim sada, isplatite se sljedećeg dana. Prema središtu njih. Spielman, proizvodnja od oko 600 milijuna tona nafte iz Bazhenov slatke depoziti ima priliku dostaviti u Butzhet na 2 trilijuna rubalja ..

Gazprom Neft (i kao cjelina u industriji) sugerira da prednosti razvijanja troma - samo 1. razdoblje na putu do povećanja atraktivnosti ekstrakcije složenog ulja u Ruskoj Federaciji. Aktivne prednosti prilično uskim prozorima, a samo mali dio zaliha koje karakterizira složenost razvoja spada pod njihov utjecaj. Najbolji mehanizam za stimuliranje razvoja ovih zaliha nafte naziva se pomoćna poreza zarade, koja će osigurati pripremu oporezive osnove, ovisno o konačnim financijskim rezultatima rada. S ovim NDD-om, tvrtke će minimizirati fiskalno opterećenje u početnoj fazi slučajeva, kada su ulaganja maksimalna, a povrat još uvijek doslovno ne.

Ali u vladi nema integriteta za ovaj izgovor. U Ministarstvu energetike u autentičnom trenutku definirana je vjerojatnost ulaska NDD-a za pojedinačne planove, ali Ministarstvo financija kaže da ovaj sadržaj nije prioritet. Adepti grana ne gube nadu i nastavljaju pronaći svježe ekstenzije za razvoj viška tvrdog bića.