Najnowsze technologie produkcji ekstrakcji rezerw naftowych. Trudna rezerwa

18.10.2017

Źródło: Magazyn

W tym artykule koncepcja rozwijania trudnych do odzyskania rezerw konformalnych plamek olejowych jest uważana przez przykład pola wschodniej Mesmanskoye, która dziś jest najbardziej północnym głównym polem naftowym w Rosji. Oprócz głównego obiektu opracowania zbiornika PC1-3, który pomieści znaczące rezerwy na ropę i gaz, olej i gaz w polu jest zainstalowany w depozycie. Złożona strukturę strukturalną w regionie doprowadziła do tworzenia obiecujących pułapek zarówno na osłonę tektonicznie, jak i litologicznie. Problemy związane z cechą warstwy warstw i wdrożenie koncepcji rozwoju wymaga różnych rozwiązań technologicznych.

Problemy

Przykład obiecujących pułapek na polu jest obiekty bloku 4 ( figa. jeden), poświęcony strefie lokalnego spadku struktury spowodowanej serią dużych zaburzeń tektonicznych, które utworzyły Graben. Jest na obszarze Graben ( patrz rys. jeden) Skoncentruj 25 warstw z małymi osadami gazowo-monefyalnymi i małą grubością zraszania oleju, poświęconym głównie do oddzielnych bloków (tylko 40 depozytów, z których 22 olej, 12-gaz i 6 gazu).

Figa. 1. Model strukturalny pola wschodniego Mescoyakh ( ale), Blok 4 z oddzielnymi blokami ( b.) i produktywne warstwy bloku 4 ( w)

Zadania rozwoju następujących metod depozytów wielowymiarowych są związane zarówno z efektywnością ekonomiczną rezerwatów rezerwowych, jak i technologii badań ich ekstrakcji. Aby wprowadzić obiekty blokowe 4 w pełnej skali rozwoju, schemat blokowy warstw koncepcyjny ( figa. 2.).

Figa. 2. Procedura projektowania obiektów rozwoju bloków 4:
GDM - model hydrodynamiczny; PPD - utrzymanie ciśnienia zbiornika; GS - Wells poziome; MZGS - wiele poziomych studni; Ruda - jednocześnie oddzielna operacja; ODA - praca przemysłowa pilotażowa

Podczas tworzenia koncepcji opracowywania pola naftowego po określeniu rozmiaru i podstawowych parametrów geologicznych i fizycznych formacji konieczne jest rozwiązanie zadania rankingu przydzielonych obiektów rozwoju i wstępnej oceny oczekiwanej wydajności studni i rentowności danych rozwój przedmiotów. Podczas oceny priorytetu obiektów rozwojowych warstwy były rozpatrywane z rezerwami ropy naftowej kategorii C1, z obiektami obliczeń były depozyty każdego formacji.

Priorytet obiektów rozwojowych określono metodą superpozycji na podstawie trzech metod (współczynnik analityczny, obliczenia analityczne i ekonomiczne, obliczanie liczbowe na bieżących liniach).

Priorytetyzacja obiektów

Metoda współczynnika analitycznego

1. Obliczanie współczynnika szybkości selekcji według formuły

gdzie k. - przepuszczalność określona zgodnie z danymi badań geofizycznych studni; Δ. r. - Krople ciśnienia między górnictwami a wtryskami; μ - Lepkość oleju w warunkach zbiornikowych.

2. Obliczanie względnej stopy dyskontowej o wzorze

gdzie K. S.O.MAX to maksymalny współczynnik szybkości selekcji.

3. Wybieranie obiektów według wartości zdyskontowanych rezerw naftowych określonych z wyrażenia

gdzie P. P - Ruchome rezerwy naftowe

Metoda techniczna i ekonomiczna

1. Znalezienie początkowego natężenia przepływu oleju za pomocą prostej fabryki przez formułę Maslet

gdzie L. - długość elementu systemu rozwoju; W. - Odległość interkusyjna; h. N oznacza grubość nasyconej oleju warstwy; r. w. - Promień studni.

2. Definicja produkcji oleju spadające współczynniki

Spadający debet p. w samą porę t. Ustaw zgodnie z prawem wykładniczego: p.(t.)=p. 0 mI. – RE. T. (RE. = p. 0 /N. PW - współczynnik spadku; N. PW - skumulowana produkcja wzdłuż studni). W ten sposób N. PW jest równa rezerwatom mobilnym

3. Obliczanie dochodu zniżkowego netto na dobrą dla każdego przedmiotu rozwoju według formuły

gdzie fcf w ( t.) - czyste przepływy pieniężne, w najprostszej formie FCF W.(t.)= p. 0 mI. –Dt. p. nB. ;

p NB. - cena oleju netto minus NPPI; r. - normalny (ciągły) współczynnik dyskontowy; c W. - konkretne inwestycje kapitałowe w wiercenie i budowa obiektów lokalnych; θ - Stawka podatku zysku.

4. Przydział obiektów pod względem wielkości CDD (7)

gdzie N P. - ruchome zapasy przedmiotu rozwoju.

Obliczanie bieżących linii

1. Ustawianie parametrów systemu tworzenia i rozwoju. W celu obliczeń program GP wdraża metodę bieżącej linii w celu określenia dynamiki produkcji.

2. Obliczanie dynamiki oleju, cieczy, wtrysku wody

3. Obliczanie CHDD.

4. Przydział obiektów pod względem wartości CHDD.

Po obliczeniach trzy metody uzyskały histogram, biorąc pod uwagę priorytet obiektów ( figa. 3.). Na tym etapie możesz przeznaczyć obiecujące obiekty, które będą najważniejsze podczas opracowywania całej jednostki.

Figa. 3. histogram priorytetu obiektów rozwojowych, zakończonych na podstawie obliczeń dla trzech różnych metod

W przypadku niskich wartości indeksu wydajności PI w obiektach dodatkowo obliczali możliwość tworzenia tworzenia poprzez zmianę inwestycji kapitałowych do wiercenia całego studni (zaangażowanie rezerw naftowych przez wiercenie GS i MZH). Przydział obiektów na superpozycji wyników metod, biorąc pod uwagę możliwość wprowadzenia formowania formacji, jest podana figa. cztery.

Figa. 4. Ostateczne priorytetyzacja obiektów

Biorąc pod uwagę możliwość korzystania z MZHS i użycia rudy, wszystkie rozważane obiekty, z wyjątkiem BU6 3. Określono całkowitego priorytetu tworzenia: główne obiekty są B13 1, MX4, MX8-9, BU6 1 + 2, BU8, BU10 1, BU10 2, obiekty przyjęcia - PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, B12 2.

Aby zoptymalizować koszt rozwoju obiektów, należy rozważyć możliwość łączenia warstw do jednego obiektu operacyjnego. Kryteria takiego stowarzyszenia odpowiadają warstwom PC20 i PC21. Zalecana jest następująca: tworzenie systemu rozwojem wyborczego przez ukośnie skierowane studnie lub MZHS; Rozwój warstw PC20-21 jako pojedynczego obiektu; Zbiornik PC22 - powrót lub niezależny dobrze fundament. W oparciu o fakt, że właściwości filtracyjne i pojemnościowe (FES) podwodnych podległych mają dość dużych rozprzestrzeniania się, a także dość wysoki stopień niepewności, modele sektora sektora uzyskuje się przed konstruowaniem pełnoprawnych modeli hydrodynamicznych, biorąc pod uwagę Rozwiąż zakresy zmian w charakterystykach geologicznych i fizycznych formacji. Stworzył cztery modele sektora matryc. Parametry, takie jak głębokość występowania, porowatość, nasycenie oleju, piasek, początkowe ciśnienie zbiornika, lepkość oleju została przyjęta przez średnia ważona dla rozważanego grupy. Modele sektora wyróżniały się grubością nasyconą oleju HN, stosunek grubości nasyconej oleju do nasyconego gazu HG lub do hb nasyconego wodą, parametru KΔP / μ, a także odległość między studzienek z jednym -Row system rozwoju. Przed obliczeniem wszystkich odmian modeli, określono optymalne sposoby działania studni i ich lokalizacji w kontekście, w zależności od grubości nasyconej oleju.

Zatem, po obliczeniach modeli sektorowych, macieki stabilności roztworu technicznego i gospodarczego zostały skonstruowane z różnymi charakterystykami geologicznymi i fizycznymi przedmiotami ( figa. pięć).

Figa. 5. Matryca stabilności rozwiązania technicznego i ekonomicznego dla różnych cech geologicznych i fizycznych obiektów

W przyszłości, szacując zakres niepewności parametrów geologicznych dla każdego depozytu, podjęto decyzję o skonstruowaniu pełnoprawnego modelu hydrodynamicznego opartego na stabilności rentowności rozwoju obiektów. Wyniki rentowności oszacowania w obliczeniach analitycznych i modelowania sektora stół. jedengdzie główne obiekty rozwoju, które później przyjęto budowę pełnej skali GDM.

Obiekt	Blok Dobrze	Kategoria rezerwy Olej	Rentowność Zgodnie z wynikami		Konieczność Budynek 3d GDM.	Uwaga
Obiekt	Blok Dobrze	Kategoria rezerwy Olej	Analizy-h. Obliczenia	sektor Moder-j.	Konieczność Budynek 3d GDM.	Uwaga
PC 20.	50, 132	C 1 + C2	✔	=	✔	Rozważanie wspólnej działalności obiektów
PC 21.	50, 132	C 1 + C2	✔	✔	✔	Mały h ef.n.
MX 1.	50, 132	Z 1.	=	✘	✘	Mały h ef.n.
Mx 4.	50, 132	C 1 + C2	=	✘	✘
Mx 4.	33	C 1 + C2	✔	✔	✔
MX 8-9.	50, 132	Z 1.	✔	✔	✔
MX 8-9.	33	Z 1.	✔	✔	✔
BU 6 (1 + 2)	50, 132	C 1 + C2	✔	✔	✔
BU 6 (1 + 2)	33	Z 1.	✔	✔	✔
Bu6 3.	50, 132	C 1 + C2	✘	✘	✘
BU 7.	33	C 1 + C2	=	✔	✔
Bu 8.	33	C 1 + C2	✔	✔	✔
Bu 9.	41	Z 1.	=	✘	✘	Mały h ef.n.
Bu 10 1.	33	C 1 + C2	✔	✔	✔
Bu 10 2.	33	Z 1.	✔	✔	✔
Bu 10 2.	41	Z 1.	✔	✔	✘	System rozwojem wyborczego
Bu 12 2.	50, 132	C 1 + C2	=	✔	✘	Mały h ef.n.
BU 13 1.	38	Z 1.	✔	✔	✔

Notatki. 1. h. EF.N - Efektywna grubość nasycona oleju.
2. \u003d - wysokie ryzyko podczas opracowywania obiektu.

Obecność map stolarskich grubości nasyconych, przepuszczalności i kart stosunków grubości (nasycony gazowy / nasycony olej) umożliwia uzyskanie karty o opłacalnych strefach wszystkich zaburzeń rozważanych i nałożonych go bez Obliczenia na modelach na pełną skalę. Dodatkową zaletą stosowania matrycy modeli sektorowych w porównaniu z obliczeniami na pełną skalę jest szybkość podejmowania decyzji w sprawie wykonalności studni wiertniczych po zmianie struktury geologicznej depozytów.

Aby uzyskać szczegółowy szacunek profilu produkcji i rentowności obiektów, zbudowano 3d GDM na 10 warstw. W oparciu o obliczenia na temat pełnej skali GDM oraz wskaźników wydajności technicznych i ekonomicznych, podstawowe opcje rozwijania urządzeń z możliwością korzystania z technologii MZHS i Ore. Następnie optymalizacja obiektów do opracowania obiektów, biorąc pod uwagę strefy opłacalne, które zostały przyznane na podstawie następujących danych:

Wskaźniki ekonomiczne rozwoju zgodnie z wynikami modelowania sektora (zależność NPV z FES);

Wyniki analizy profilu oleju / gazu / wody / wody do studni uzyskanej na całkowitą GDM;

Obecność skoczków glinianych między gazem a olejem (kontakt).

Przykład optymalizacji systemu rozwoju według wariantów obiektu BU6 1 + 2 w obszarze SC Exploration. 33 obecny figa. 6..

Figa. 6. Lokalizacja studni do opcji rozwoju:
ale - opanowanie obiektów przez regularny system rozwoju;
b. - Adaptacyjny system rozwoju, biorąc pod uwagę umieszczenie studni w strefach opłacalnych;
w - system rozwoju wyborczego, biorąc pod uwagę umieszczenie studni w strefach opłacalnych bez PPD

Po zwiększeniu stref opłacalnych, podstawowy wariant rozwoju został dostosowany w taki sposób, że studzienki nie znajdują się w niekorzystnych częściach depozytów.

Wskaźniki ekonomiczne obliczono poprzez określone dane początkowe (zniżki 15%) i są przedstawione jako dodatnie lub ujemne NPV.

Biorąc pod uwagę definicję wskaźników technicznych i gospodarczych rozwoju, ten obiekt zaleca umieszczenie wyborczych studni bez PPD, ponieważ z taki scenariuszem maksymalna wartość NPV jest spełniona.

Podobnie wszystkie obiekty uznali optymalizację systemów rozwoju, biorąc pod uwagę obecność stref opłacalnych. Przy projektowaniu opracowywania depozytów wielowymiarowych, wiele systemów studni jest ważne, aby ocenić możliwość technicznej realizacji tej technologii. Konieczne jest rozwiązanie następujących pytań:

Możliwość łączenia celów projektowych różnych obiektów w jeden wiele studni;

Możliwość przenoszenia celów projektu, co wiąże się z problemami wdrażania technicznego;

Projektowanie wielu studni z platform fazy 1 bush (obiekt PK1-3);

Symulacja profili odwiertowych i obliczanie wdrażania technicznego;

Wybór i rozliczanie poziomu wykończenia wielu dobrze na jego profilu;

Wybór studni priorytetowych dla studni dla ODA;

Ocena kosztów studni dla różnych wariantów programów rozwoju i szelestów.

Prace przygotowawcze przed modelowaniem było określenie maksymalnej możliwej odcinka poziomej dla każdego obiektu pod względem wiercenia. Jako podstawa obliczeń, te wstępne szelest bloku 4 obiektów MX i BU zostały wykonane.

Następnie, aby określić możliwość wiercenia poziomego pnie o różnych długościach, uśrednione parametry na profilu studnia uzyskane podczas szelestów są przyjęte. Symulowanie dobrze wiercenia o różnej długości sekcji poziomej, ograniczenia dotyczące technicznej realizacji wiercenia, możliwość przesyłania obciążenia do dłuta. Podano klasyfikator technologii wiertniczych w zależności od długości poziomej sekcji pnia stół. 2.. Obejmuje markę rury wiertniczej, klasy rur, CNBK, typ roztworu.

Plast.	Uśredniony Długość Beczka, M.	Uśredniony Głębokość PO. Pionowy, M.	Pokój Dobrze Do obliczeń	Klasyfikator technologii wiertniczych W zależności od długości HS, M
Plast.	Uśredniony Długość Beczka, M.	Uśredniony Głębokość PO. Pionowy, M.	Pokój Dobrze Do obliczeń	1200	1500	2000
Bu6 1 + 2	4053	2114	106	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
BU 7.	4251	2171	26	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Składanie 89 narzędzi
Bu 8.	3859	2220	7	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
Bu 10 1.	4051	2269	1	SOL; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Składanie 89 narzędzi

Uwaga. G / s - marka stalowej rury wiertniczej; P - Klasa rur; PC / RUS - System sterowania silnikiem ślimakowym / obrotowym; Ruo - scena wiercenia na bazie węglowodorowej.

Pierwszym etapem pracy jest stworzenie modelu dla Busha i uzyskanie oryginalnych współrzędnych celów studni. Model układu został wypracowany przy projektowaniu konstrukcji fazy 1 obiekt PK1-3 - leżącej warstwy na płytkiej głębokości, której cecha jest gęstym umieszczeniem celów.

Zgodnie z wynikami badań i ograniczeń topograficznych i infrastrukturalnych, wynik końcowy był skorygowany położenie projektu napojów fazowych 1 buszu. Dalsza praca została przeprowadzona z uwzględnieniem wiązania nowych studni projektowych do części zamiennych fazy 1.

Cele studni konstrukcyjnych bloku 4 dla każdego dla każdego obiektu wraz z propozycjami łączenia celów dla różnych obiektów w jednym studzienku zostały zidentyfikowane. Symulacja schematu szelestowego została przeprowadzona w specjalistycznym PC DSD Wellplanning.

Ze względu na potrzebę wiązania studni projektowych do koralików bush obiektu PK1-3 przeprowadzono dobrze profilowanie. Początkowo główny bagażnik był symulowany, wtedy wiązanie drugich pni było wiązało się z głównym, tj. Łącząc cele w jednym studni.

Ponieważ istnieje zmienność wiązania głównego pnia do pozycji podłogowych w fazie 1, praca została przeprowadzona przez iteracyjny sposób zapewnienia możliwości wdrożenia technicznego i minimalizacji koralików wzdłuż studni.

Następnie, na podstawie warunków geologicznych określono priorytetowe sprężyny etapu ODR, w tym studnie projektowe z maksymalnymi rezerwami wymiennymi i prostymi wellbore trajektorii.

Ze względu na podejście opisane w artykule podejście do wyboru integralnie zorganizowanych grup systemów rozwojowych był w stanie zaangażować około 80% rezerw w zakresie następujących zbiorników, które były wcześniej oceniane jako niezależne nierentowne obiekty.

W rezultacie, ten kompleks pracy został przeprowadzony na trzech opcjach rozwojowych (realistyczne, optymistyczne i pesymistyczne), z których każdy został podzielony na kolejne dwie hodowla z budową wielu studni i samotnego pęknięcia celów dobrze.

Zgodnie z wynikami modelowania szelestu następujące dane uzyskane:

Współrzędne punktów uboju i wejścia do zbiornika dla każdego celu, z wyłączeniem ich przecięcia w procesie wiercenia;

Parametry profilu dla każdego dobrze opisujące główne cechy do oceny projektu i wartości każdego studzienki;

Wyniki inklometrii dla każdej strony studni;

Procedura wjazdu do studni na magistrali do obliczania wykresu profilu wejścia i produkcji.

Dane te zostały wykorzystane do obliczania krzywych wkładu studni, profili produkcyjnych, uzasadniających priorytetowe pąki ODA, ocena ekonomiczna opcji rozwoju.

Wskaźniki techniczne i ekonomiczne dla rozważanych wariantów rozwoju bloków 4 są podane stół. 3..

Parametry	GS.	MZGS. (2 windy)	MZGS. (1 winda)
Liczba studni do wiercenia, w tym:	61	50	50
górnictwo	42	34	34
iniekcja	19	16	16
Inwestycje kapitałowe, SL. Ud.	2055	1733	1715
NPV (zniżka 10%), SL. jednostki.	1724	2082	2053
Liczba Pi	9	2,3	2,3
NPV (Rabat 10%), SL. jednostki.	1185	1524	1507
Liczba Pi	1,6	2,0	2,0

Uwaga. Okres rozwoju projektowania - 2017-2053.

Wyniki prac przeprowadzonych z uwzględnieniem ryzyka w sprawie wiercenia studni są określeniem obszarów ODA w strefach opłacalnych w rozwoju zarówno GS, jak i MZHS przy użyciu technologii Rudy i wdrażanie programu prac badawczych . Koncepcja zapewnia również optymalizację okablowania się dobrze z przewidywanych platform Bush głównego obiektu PC1-3. Na początku pełnej skali rozwoju lub ODA w przypadku zmiany struktury geologicznej depozytu, proponowane podejście do określania stref opłacalnych umożliwia dostosowanie strategii do łamania depozytów wielowymiarowych bez przebudowy Skala modele geologiczne i hydrodynamiczne. Ponadto wyniki technik analitycznych i modelowania sektora umożliwiają znalezienie optymalnych rozwiązań przy zmianie początkowego wskaźników ekonomicznych, w tym koszt inwestycji kapitałowych w dobrze wiercenia.

wnioski

1. Dzięki podejściu opisywanym w artykule podejście do wyboru integralnie strukturalnych grup systemów rozwojowych udało się obejmować około 80% rezerw w zakresie opłacalnego tworzenia, które były wcześniej oceniane jako niezależne nierentowne obiekty.

2. W ramach koncepcji rozwoju bloków bloków 4 ranking formacji przeprowadzono, zidentyfikowano obiekty rozwojowe priorytetowe, a także obiekty przyjęcia.

3. W przypadku stref, czyste osady olejowe zgodnie z tworzeniem bloku 4 są oferowane w badaniu etapu ODA technologii za pomocą GS, MZGS, rudy i zbiornika hydraulicznego z wieloma uderzeniami, do stref żonglowania wody.

Bibliografia

1. Program technologiczny do rozwoju pola kondensatu East Mesmansky i gazu: Raport dotyczący badań w 3 t. / CJSC Mesoyakhantegaz, LLC Gazpromneft-Development, OOO Gazpromneft Scientific i Technical Center. - Tyumen: 2014.

2. Karsakov V.a. Określanie optymalnej liczby platform Bush przy projektowaniu rozwoju depozytów // SPE 171299-UE. - 2014.

Artykuły autorów: A.S. Osipenko, I.v. Kovalenko, Ph.D., O.I. Elizarov, S.v. Tretyakov, A.a. Karachev, I.M. Nutkaliv Scientific and Technical Center Gazprom Neft (Gazpromneft LLC NTC)

Trudne rezerwy naftowe (TIZ) - rezerwy depozytowe (depozyty, obiekty rozwojowe) lub części osadów, różniące się stosunkowo niekorzystne do wyodrębnienia warunków geologicznych oleju i (lub) właściwości fizycznych. Do produkcji TIZ, zwiększone koszty materiałów, środków pieniężnych, pracujących, niekonwencjonalnych technologii, wymagane są specjalne nieocenione sprzęt i odczynniki deficytu oraz materiały.
Inne trudne rezerwy naftowe (mianowicie: olej o wysokiej lepkości; olej z zbiornikami z początkowym oleju o niskiej zawartości; olej o wysokim ciśnieniu nasycania, w pobliżu początkowego ciśnienia zbiornika, a minimalne wyrównanie fontanowania, znacznie niższe niż ciśnienie nasycenia; olej podagazova, leżak Woda władzy; wreszcie, olejowe osady olejowe z słabo zdefiniowanymi granicami) wymagają konstrukcji złożonych procesów ekstrakcji oleju: adaptacyjny układ rozwoju, selektywne wstrzyknięcie środka przypisującego, kombinacje stacjonarnych i niestacjonarności wstrzykiwania, wstrzyknięcie wtrysku, ulepszone zalanie, ciepło polimerowe, fabryka gazu i wstrzyknięcie nośnika ciepła; Przy użyciu głębokiej perforacji, hydrauliczne przerwy zbiorników, różne kombinacje studni pionowych, delikatnych i horyzontalnych, a także dobrze karmionych studni, różnych stowarzyszeń warstw olejowych w obiektach operacyjnych.
Wzrost trudnych rezerw naftowych w kraju wprowadza szczególnie istotny problem tworzenia i stosowania nowych skutecznych technologii dla odpowiednich warunków geologicznych i fizycznych, wykorzystanie bardziej zaawansowanych metod ich symulacji i rozwoju.
Rozwój trudno do usuwania rezerw naftowych z systemami GS umożliwia 2 do 3 razy w celu zmniejszenia liczby odwiertów wymaganych dla rezerw.
Większość depozytów zawiera trudne rezerwy ropy naftowej (niekorzystne warunki geologiczne oleju lub jego właściwości), w celu ekstrakcji, z których zwiększenie kosztów zasobów materiałowych i finansowych, pracy, niekonwencjonalnych technologii, specjalnego nie przeniesionego sprzętu i reagentów i materiałów deficytu.
Aby zwiększyć rozwój ciężko czyszczonych rezerw naftowych z warstw pośrednich w warstwach węgla Placu Novykhazinskaya w Ngdu Yuzarlangeneft w 1984 r. Ogłacy ekspozycji zostały zorganizowane na stronie operacyjnej IX. Technologia tego gatunku fabryki była to, że spożycie wody zostały zorganizowane do wyboru zmineralizowanej wody z tworzywa sztucznego z wodnubifer zbiornika C-VI. Woda ta z elektryczną pompą skoncentrowaną jest obecnie pompowana w studzienki wyładowcze.
W utworzeniu z trudnymi rezerwami ropy obserwuje się niezwykle złożony mechanizm przemieszczenia, związany z jednoczesnym wpływem wielu czynników, takich jak zjawiska kapilarne, siły lepkie, przejścia fazowe w połączeniu z warstwową niejednorodnością.
Rozwój obiektów z trudnymi rezerwami ropy na pewno wpłynie na wskaźniki techniczne i ekonomiczne rozwoju.
Chociaż rola i znaczenie trudnych rezerw naftowych w ogólnym bilansie produkcji ropy naftowej w kraju w przyszłości wzrośnie, absolutne poziomy produkcji ropy w najbliższej przyszłości będzie nadal określone przez rozwój, którego dotyczy metodami sadzenia w różnych modyfikacjach i kombinacjach.
Rosja ma miliardy ton trudnych rezerw ropy, już badanych, ale jeszcze nie zawarł do rozwoju przemysłowego.
W związku z rozwojem udziału trudnych rezerw naftowych w kraju, problem poprawy efektywności dobrze wykorzystania studni w depozytach oleje nengeton (nienormalne lepkie) staje się szczególnie istotne. W opracowywaniu takich depozytów, działanie studni jest skomplikowane przez manifestację anomalii lepkości i mobilności olejowej, tworzenie osadów asfaltosmoloparafin, zwiększonej korozyjnej agresywnej wellness produktów i towarzyszy znaczny spadek wydajności wytwarzania i odbioru Wells. Sukces decyzji tego problemu zależy w dużej mierze od rozwoju i wdrażania nowych odczynników chemicznych i kompozycji płynów technologicznych w ogóle bez wyjątku procesów produkcji ropy naftowej, począwszy od otwarcia produktywnego zbiornika i zakończenia z ochroną lub likwidacją studni . Praca w tym kierunku od wielu lat prowadzona jest w rozwoju departamentu i działania dziedzinach naftowych i gazowych Uniwersytetu Technicznego UFA w ramach przywództwa i bezpośrednio udziału autora raportu.
Pole Penopozoic pokazuje wykonalność wjazdu do wejścia trudnych rezerw naftowych w aktywnym rozwoju, stosując najnowsze techniki i technologie obrzęk, system rozwoju, intensyfikację produkcji ropy naftowej i stosowanie metod zwiększania odzyskiwania zbiorników naftowych.
Wyodrębnianie pozostałości lub nowo wprowadzonych wysokotoksycznych rezerw naftowych jest związane ze znacznymi komplikacjami procesów rozwoju zbiorników, budowy i działalności studni.
W ostatnich latach udział trudnych zastrzeżeń ropy naftowych skoncentrowana w niskich przepuszczalnych kligotowanych terrigenowych kolektorów wzrasta, podczas opracowywania, których przepuszczalność zmniejsza się jeszcze bardziej, a charakterystyka filtracji zbiorników produkcyjnych występuje. Pogorszenie właściwości filtracji strefy zbiornika (PPP) jest spowodowane przez utratę różnych produktów reakcyjnych po wstrzyknięciu odczynników chemicznych, wzrost nasycenia wody skał i zmniejszenie przepuszczalności fazowej do oleju. Dlatego jednym z głównych zadań w produkcji ropy z tych warstw jest przywrócenie i poprawa charakterystyki filtracji PPP.
Obecnie w rozwoju trudnych rezerw naftowych naukowcy mają na celu tworzenie technologii, które zapewniają wzrost ostatecznej produkcji rezerw ropy naftowej poprzez poprawę zbiornika na wpływ, co potwierdza następujące dane.

Zwiększenie efektywności opracowywania depozytów z trudnymi rezerwami ropy naftowej (TRIZ) jest obecnie niezbędny dla przemysłu wytwarzającego olej w związku z wyczerpaniem aktywnych zapasów w wysoko produktywnych dziedzinach i spadku ich produkcji.
Rosja ma ogromne rezerwy naftowe na dużą skalę. Sprawiedliwości, państwo tych rezerw naftowych należy podawać rozwój tych, którzy mają skuteczną technologię. Nie ma wątpliwości, że na początkowym etapie musi istnieć pewne przerwy podatkowe. Jednak tylko korzyści podatkowe nie mogą zamienić się w skuteczną technologię, ponieważ istnieje zbyt wiele różnic w produktywności w zbiornikach o niskiej produkcji i średnich przemysłowych. Na przykład produktywność zbiorników o niskim produkcie poniżej minimalnej wydajności ekonomicznej kosztowej 10 do 30 razy; I maksymalne przerwy podatkowe mogą zrekompensować zmniejszenie wydajności odpowiednio, odpowiednio spadek wydajności na 5 do 15 razy pozostanie niezgodne.
Wykazano, że znaczne intensyfikację wytwarzania lekkich rezerw naftowych jest możliwe tylko przy stosowaniu nowych środków technologicznych i technicznych, a mianowicie tworzenie sztywnych autonomicznych systemów zlewni z zróżnicowanym ciśnieniem wtrysku wody, stosując specjalne struktury odwiertów z wyładowaniami z wysokiej jakości Stal, indywidualne hydrodesy, małe bcns.
Zastanawiam się: co rozumiemy w trudnych rezerwach ropy. Prawdopodobnie fizycznie te rezerwy ropy naftowej są dość wyodrębnione1, ale są niezaznaczone ekonomicznie, ponieważ koszty ekonomiczne ich ekstrakcji przekraczają przychody ekonomiczne z ich wdrażania, ponieważ ich ekstrakcja jest nieopłacalna ekonomicznie. Nawet jeśli całkowicie anulujesz podatki od wdrażania tego oleju, a następnie, biorąc pod uwagę udział takich podatków, możliwe jest zwiększenie ceny rynkowej oleju dla użytkownika podłoża dwukrotnie. Oczywiście, przy opracowywaniu trudnych rezerw naftowych, pewne korzyści podatkowe są koniecznie potrzebne, zwłaszcza w początkowym, najbardziej ryzykownym okresie rozwoju. Jednak przerwy podatkowe nie są rodnikami, nawet całkowitą anulowanie podatków i kosztów sprzedaży produkowanego oleju nie rozwiązuje problemu. Inny kierunek ideologiczny jest bardziej wydajny - konieczne jest stworzenie fundamentalnie nowej technologii i trzech do pięciu razy i więcej obniżyć koszty ekstrakcji tego oleju.
Problem zaprojektowania rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami ropy naftowej, a mianowicie zbiornikami olejowymi o niskiej i ultra-czułą wydajność, jest potrzeba dość dokładnych obliczeń. Wiadomo, że nieścisłości obliczeń muszą zrekompensować rezerwację części obliczonej wydajności. I tym większy niedokładność, tym bardziej obliczona wydajność zmniejsza się, ze względu na niezbędną wiarygodność 90% wskaźników projektu. Ale szacowana wydajność zbiorników ropy naftowej niskiej i bardzo dotkniętej wydajności jest już niezwykle mała, na skraju lub krawędzi rentowności ekonomicznej, więc nie jest konieczne, aby go zmniejszyć - nie można znacząco zmniejszyć. Dlatego należy wykonać obliczenia z najwyższą możliwą dokładnością.
Dzięki tej technologii nie są opracowywane niewielkie przedmioty z trudnymi rezerwami ropy naftowej.
Ale aby rozwiązać ten problem i trudno usunąć rezerwy ropy naftowej w celu wprowadzenia efektywnego rozwoju przemysłowego, nie jest to nie tylko nowy system, nie tylko kompleks nowych metod, ale taki system i taki kompleks, który zapewniłby niezbędne gospodarcze Rentowność, a później mogą być używane przez wiele innych. Firmy produkujące naftowe.
Jako funkcja klasyfikacji dla technologii rozwoju trudnych rezerw naftowych, można przyjąć jedną z najważniejszych cech, co definiuje obszar lub lokalny charakter wpływu na zbiornik produktywny. W pierwszym przypadku ekspozycja jest objęta znaczącą częścią pola. W drugim przypadku przetwarzana jest strefa postępowania formacji.
Jednym z elementów wysoce wydajnej zintegrowanej technologii dla rozwoju ciężko odzyskane rezerwy ropy naftowej opracowanej przez specjalistów specjalistów Tatneft i Tatnipinefty są powszechne stosowanie poziomych studni poziomych i rozgałęzionych. Tatarstan wiercił 146 studni poziomych, z których 122 zostały opanowane, obsługiwane lub wprowadzone do działania. Średnia natężenie przepływu studni poziomych wynosi 6 5 ton / dzień, co przekracza szybkość przepływu otaczających pionowych studni 2 razy. 748 tysięcy ton oleju zostały wytwarzane przez poziome odwierty.
Pole ropy naftowej Penlu odnosi się do obiektów z trudnymi rezerwami ropy naftowej. Wykrywanie ropy przemysłowej znaleziono w osadach systemu węgla. Wady w strukturze depozytów dolnych jest powszechny rozwój cięć erozji zarówno typów kwadratowych, jak i kanałów.
Tak więc, w naszej prezentacji kryterium alokacji trudnych rezerw naftowych w oddzielnym zbiorniku oleju powinno być średni współczynnik wydajności dla studni, wierconych na tej warstwie.
Specjalizuje się w poprawie technologii za angażowanie się w rozwój ciężko usuniętych rezerw naftowych w celu zwiększenia współczynnika odzyskiwania oleju formacji.
Innowacyjny system rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami ropy naftowej, proponowane przez JSC Riteka, przewiduje kompleksową optymalizację procesu produkcji ropy naftowej. System ten jest stale ulepszany, biorąc pod uwagę osiągnięcia nauki i technologii i jest praktycznie przeprowadzane na polach olejowych JSC Riteku w Tatarstanie i Syberii Zachodniej.
Innowacyjny system rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami ropy naftowej, proponowane przez JSC Riteka, przewiduje kompleksową optymalizację procesu produkcji ropy naftowej.
W wysoko produkcyjnych polach znajdują się warstwy i rozłączne, zawierające trudne rezerwy naftowe.

Rosyjska firma paliwowa i energetyczna (RITEK) jest zaangażowany w rozwój trudnych rezerw naftowych, a tym samym rozwiązuje najważniejszy problem rosyjskiej i światowej klasy. Faktem jest, że w Rosji i na całym świecie istnieją ogromne rezerwy naftowe, obliczone przez wiele setek milionów ton, w niskich i bardzo dotkniętych zbiornikach. Ponadto rezerwy te zostały otwarte przez długi czas, 20 - 30 lub więcej lat temu, ale nie zostały wprowadzone do rozwoju, ponieważ ze standardowymi, powszechnie stosowanymi systemami rozwojowymi, jest nieopłacalny ekonomicznie, ekonomicznie rujnujący nawet dla bogatych firm i państw.
Kolekcja dotyczy problemów technicznych i ekonomicznych oceny skuteczności rozwoju trudnych rezerw naftowych przy projektowaniu i wdrażaniu technologii narażenia.
W ten sposób jest to uzasadnione tutaj: ponieważ kryterium przydziału trudnych rezerw naftowych należy stosować minimalny średni współczynnik wydajności dla studni odwiertów wywierconych na warstwie olejowej.
Następnie, przynajmniej na krótko trzeba wymienić technologie oferowane przez nas opracowywanie trudnych rezerw naftowych, ale nie są trudne do odzyskania nie przez główną cechę niezwykle niskiej wydajności formacji, ale zgodnie z innymi funkcjami.
Obecnie poważna uwaga jest wypłacana za zaangażowanie w aktywny rozwój trudnych rezerw naftowych. Wszystkie pola są rozwiązywane w zadaniach intensyfikacji, aw niektórych przypadkach wsparcia naukowego i produkcyjnego do rozwoju osadów oleju o niższej zawartości węgla i devons z węglanowymi kolektorami.
Książka obejmuje główne cechy struktury geologicznej osadów olejowych z trudnymi rezerwami naftową Bashkortostan, przedstawić wyniki działań eksperymentalnych, pilotażowych i polowych na poprawie technologii rozwoju tych depozytów.
Zgodnie z oceną autorów721 w zbiornikach węglanowych w dziedzinie Prote Prose-Uraharaiya, trudne rezerwy ropy naftowej wynosiły 1988 3 4 na objętości bilansów resztkowych.
Przeprowadzone Aozt TatnefteTitach działa w związku z produktami olejowymi hamując trudne rezerwy naftowe w pracy. Potrzeba zastosowania specjalnych technologii i wydarzeń wymaga znacznych kosztów. Na mocy jego specyficzności stosowanie technologii PNP ma kosztowny mechanizm. Praca odbywa się na krawędzi kosztów. Koszt produkcji ropy naftowej z ich stosowaniem wynosi około 1 5 razy wyższe niż koszt oleju wytwarzanego bez użycia metod PNP.
Zgodnie z oceną Authoror721 w kolektorach węglanowych w dziedzinie Prose-Ulyi, trudne rezerwy ropy naftowej wynosiły 1988 3/4 z objętości bilansu resztkowego.
Kolekcja przedstawia badania w celu rozwiązania problemów rozwijających się depozytów z trudnymi rezerwami ropy.
W celu poprawy efektywności rozwoju pól naftowych, a zwłaszcza obiektów z trudnymi rezerwami ropy naftowej, konieczne jest znacząco poprawę korzystania z funkcjonowania dobrego fundamentu. W tej sprawie Big Nadezhda jest przypisany do dekretu rządu Federacji Rosyjskiej z 1 listopada 1999 r. 1213 W sprawie środków do Komisji Nieaktywnej kontroli i ochrony studni na polach ropy i decyzji Gabinet Ministrów Republiki Białoruś 15 lutego 2000 nr 38 w sprawie środków po uruchomieniu nieaktywnych kontroli i konserwacji studni na polach ropy Republiki Białorusi, wyzwalające organizacje, które ćwiczą ropę i gaz w Republice Baszkortostana, od regularnych płatności w produkcji ropy i gazu I odliczenia do reprodukcji podstawy zasobów mineralnych do oleju i gazu często wydobywane z nieaktywnych, kontrolnych studni i studni, które były w ochronie od 1 stycznia 1999 r., Z wyjątkiem nowych studni, które czekają na rozwój po wierceniu.
Płyn wiertniczy złożony jest przeznaczony do wiercenia i otwarcia produktywnych horyzontów o trudnych rezerwach ropy naftowych reprezentowanych przez przeniesienie skał piaszczystych gliny w węglan grubszym.
Strategiczne zadanie osiągnięcia globalnego poziomu technologicznego jest rozwiązany, który zapewni skuteczny rozwój trudnych zastrzeżeń ropy, wzrost nowych rezerw produkcyjnych, minimalizując koszty produkcji, rozszerzając udział w projektach międzynarodowych.
Zmiany w akcji dodatkowo wywierconych studni i produkcji oleju z nich autorstwa Horizons D0 i AI Romashkinskoye Deposiłek.
Można to wyjaśnić faktem, że są one malowane głównie w celu wyboru trudnych rezerw naftowych.
Powoduje to konieczność tworzenia bardziej zaawansowanych metod depozytów z trudnymi rezerwami ropy naftowej.
Technologia stosowania systemu rozproszonego włókna jest nowym obiecującym sposobem zwiększenia odzysku oleju niejednorodnych zbiorników z trudnymi rezerwami ropy naftowej / / NTZ Ekoczki.
Tabela 5.3 otrzymuje ilościowo (wymawiane w% zapasów odzyskiwalnych) ocena trudnych rezerw naftowych w tych dziedzinach. Analiza specyfiki geologicznej struktury osadów oleju pokazuje: osady wyróżniają się złożoną strukturą geologiczną i charakteryzują się szeroką gamą wartości parametrów geologicznych i fizycznych. Tabela 5.3 pokazuje, że większość warstw zawiera znaczną ilość trudnych rezerw naftowych. Jest to wyjaśnione faktem, że osady oleju charakteryzują się wysoką strefą, leinzide i niejednorodnością formacji warstwy. Analiza rozwoju tych depozytów pokazuje, że produkowane są głównie wysokimi podkłady i sekcje formacji.

Olej jest jednym z głównych zasobów niezbędnych dla osoby. Przez wiele tysiącleci ludzkości wykorzystuje olej w różnych dziedzinach aktywności. I, pomimo faktu, że naukowcy niestrudzająco pracują nad rozwojem nowych technologii energetycznych, olej nadal pozostaje niezbędnym produktem w dziedzinie energii, przede wszystkim. Jednak rezerwy tego "czarnego złota" szybko wymarły. Prawie wszystkie gigantyczne pola od dawna znaleziono i rozwinęły się, istnieje praktycznie nie. Warto zauważyć, że od początku obecnego stulecia nie jest jeszcze jedno duże pole ropy naftowego nie znaleziono jeszcze jako Samotlor, Al-Gavar lub Prudo-Bay. Fakt ten jest dowodem, że ludzkość już spędziła największą część osadów naftowych. W tym względzie kwestia produkcji ropy naftowej co roku staje się coraz bardziej istotna, zwłaszcza dla Federacji Rosyjskiej, która pod względem zdolności jego sektora w obszarze rafinacji ropy naftowej wśród wszystkich krajów na świecie jest w trzecim miejscu Przechodząc Chiny i Stany Zjednoczone.

W związku z tym władze rosyjskie dokładają wszelkich starań, aby utrzymać wielkość produkcji ropy naftowej, utrzymując w ten sposób wpływ państwa na rynku światowym. Według prognoz analitycznych, w najbliższej przyszłości, przywództwo w dziedzinie produkcji ropy pójdzie do Kanady, Brazylii i Stanów Zjednoczonych, co jest rozczarowującemu Federacji Rosyjskiej. Od 2008 r. Nastąpiła negatywna dynamika w ekstrakcji tego zasobu w kraju. Zgodnie z Ministerstwem Energii od 2010 r., Produkcja ropy w stanie wyniosła 10,1 mln barów. Jednak 2020, jeśli nic się nie zmienia, produkcja spadnie do 7,7 miliona baru. Sytuacja może zostać zmieniona tylko przez przyjęcie podstawowych środków w polityce produkcji ropy i rafinacji ropy naftowej. Jednak te wszystkie statystyki i wskaźniki nie są dowodem na to, że rezerwy naftowe i koniec. Sugeruje to, że teraz najwięcej jest trudne rezerwy oleju. Według szacunków Ministerstwa Energii, łączna liczba takich osadów naftowych na terytorium Rosji stanowi pasmo 5-6 miliardów ton, co w procentach wynosi 50-60% całkowitej. W ten sposób trudny olej jest dobrym rozwiązaniem problemu, który polega na zachowaniu niezbędnych ilości produkcji ropy naftowej. Zatem ekstrakcja oleju twardego do usuwania jest wymuszonym miarą.

Rezerwy ropy winy nazywane są osadami olejowymi, dla których niekorzystne warunki do ekstrakcji tego zasobu są scharakteryzowane, a także niepożądane właściwości fizyczne. Ponadto tego typu osadów olejowych obejmuje również te, które znajdują się w obszarze półki, w polach znajdujących się na późnym etapie rozwoju, a także wysoce lepki olej. Dobrym przykładem wysokiej lepkości produkcji ropy naftowej jest rozwój pola Yamalo-niemieckiego, który ma funkcje, które przyczyniają się do zamarzniętego oleju nie tylko na zimno, ale także w pozytywnej temperaturze.

Absolutnie wszystkie depozyty o twardym do usuwania oleju są podzielone na dwie kategorie:

Depozyty charakteryzujące się niską przepuszczalnością tworzenia. Obejmują one gęste piaskowce, łupki, retnizować bazhenovsky;
Olej o wysokiej lepkości i twardym - naturalne bitumny, piaski olejowe.

Warto zauważyć, że olej należący do pierwszej grupy pod względem cech jakości jest dość porównywalny do tego oleju, który jest produkowany w tradycyjny sposób.

Biorąc pod uwagę trudności podczas wydobycia takiego oleju, warto zauważyć, że zwykłe metody opracowywania takich depozytów będą nieskuteczne. W tym względzie zastosowano zupełnie inne technologie, które wymagają odpowiednich kosztów. W ciągu kilku lat eksperci badają depozyty o trudnym oleju i rozwijają odpowiednią, a jednocześnie stosunkowo budżet, metody jego produkcji.

Zatem rozwój trudnych rezerw naftowych przez tradycyjne metody prowadzi do faktu, że początkowo jest zasobem od studni idzie dobrze, ale szybko się okazuje. Wynika to z faktu, że produkcja ropy w tym przypadku prowadzona jest z małego obszaru, który ściśle przylegający do perforowanej sekcji studni. W tym względzie wiercenie zwykłych pionowych studni nie daje niezbędnym wyniku. W tym przypadku należy stosować metody do zwiększenia wydajności dobrze. Z reguły mają one na celu zwiększenie powierzchni kontaktu z formacją, która ma duży nasycenie oleju. Taki efekt można osiągnąć poprzez wiercenie studni z dużą sekcją poziomą, a także stosowanie metody zbiornika formacji w kilku miejscach w tym samym czasie. Ta metoda jest również często stosowana w ekstrakcji oleju łupkowego. Jednak w przypadku górnictwa, na przykład naturalnego bitumu lub drobnego oleju, ta metoda będzie nieskuteczna.

Wybór metod produkcji takich surowców opiera się na takim parametrze, jak głębokość skał nasyconych olejem. Jeśli depozyty znajdują się na stosunkowo małej głębokości, do kilku dziesiątek mierników, stosuje się otwartą metodę górnictwa. W przeciwnym razie, jeśli głębokość występowania jest wystarczająco duża, wtedy olej z twardego do usuwania jest po raz pierwszy rozgrzany promem pod ziemią, co pozwala na zwiększenie cieczy i podnieś do powierzchni. Produkcja pary, która jest ukryta w studni, odbywa się w specjalnej kotłowni. Warto zauważyć, że pojawiają się trudności przy użyciu tej metody, jeśli głębokość występowania trudnego oleju jest silnie duża. Wynika to z faktu, że wzdłuż drogi do oleju, para traci jego temperaturę, w ten sposób nie ma ogrzewania oleju w razie potrzeby, dzięki czemu jego lepkość nie zmienia się w razie potrzeby. Dlatego istnieje sposób ekspozycji na gaz pary, który nie jest dostarczany do pary w zbiorniku, a jego odbiór jest właściwy na żądanej głębokości. Aby to zrobić, zainstaluj generator pary bezpośrednio do uboju. Specjalne odczynniki są dostarczane do generatora pary, gdy interakcja wyróżnia się ciepłem, co przyczynia się do tworzenia azotu, dwutlenku węgla i wody. Gdy dwutlenek węgla rozpuszcza się w oleju, staje się również mniej lepki.

Wartym zauważyć, że trudny olej jest ważnym zasobem, którego ekstrakcja pozwoli na wsparcie ekstrakcji niezbędnych objętości oleju. Jednakże, w celu jego ekstrakcji zasadniczo różne metody, które różnią się znacznie różnią się od produkcji oleju z tradycyjnych depozytów. To z kolei pociąga za sobą dodatkowe osiedla finansowe. W związku z tym końcowy koszt wytwarzany przez trudny olej będzie wynosił około 20 USD za baryłkę, podczas gdy koszt 1 lufy tradycyjnego oleju wynosi 3-7 dolarów. Specjalista nadal pracuje nad nowymi technologiami, które umożliwią trudno usunąć olej z minimalnymi kosztami.

Temat: Perspektywy rozwoju trudnych zastrzeżeń przez Republikę, aw Rosji jako całości

Uniwersytet: Almetyevsky State Oil Institute

Rok i Miasto: Almetyevsk 2013

Wprowadzenie 3.

1. Perspektywy dla TIZ. Wykorzystanie podgrupu i rozwój bazy zasobów w Republice Tadżykistanu i Rosji 4

2. Perspektywy rozwoju przemysłu naftowego 9

3. Naukowe wsparcie nowych technologii rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami 13

Wniosek 22.

Lista referencji 23

Wprowadzenie

Główna rezerwa na utrzymanie poziomów produkcji ropy w wielu regionach Federacji Rosyjskiej w nowoczesnych warunkach rozwoju branży jest trudne rezerwy naftowe (TIZ). Jeśli na początku lat 60.. Udział trudnych rezerw w ogólnym bilansie ZSRR / Rosji wynosił około 10%, a następnie w latach 90. Przekroczyła 50% i nadal rośnie. Przemysł naftowy Tatarstan 60 lat po otwarciu pierwszego przemysłowego pola ropy przetrwało wzrost, 7-letnią stabilizacji z poziomem produkcji ponad 100 milionów ton / roku, późniejszy ciągły spadek powyżej 19 lat, a następnie po małym Wzrost (1995) znów przyszedł okres stabilizacji produkcji poziomu ponad 25 mln ton / rok. Było to w dużej mierze wynikiem wdrożenia wielu programów odzyskiwania oleju na obiektach z trudnymi rezerwami ropy naftowej. Dlatego doświadczenie wieloletniego rozwoju depozytów i zbiorników z Timem i poprawa efektywności ich rozwoju jest bardzo cenne.

Znaczenie problemu. W sytuacji gospodarczej w Rosji problem poprawy efektywności rezerw ropy naftowej na ropy naftowej na stosowaniu najnowszych technologii dla projektu, rozwoju i koordynacji pól w starych obszarach produkujących olej nabył szczególne znaczenie. Stabilność poziomu produkcji ropy naftowej w polach, które wprowadziły do \u200b\u200bkońcowych etapów rozwoju, zależy od racjonalnego wykorzystania pozostałych trudnych rezerw. Zasadniczo rezerwy wszystkich depozytów na późniejszym etapie rozwoju są konwertowane na trudne do odzyskania. Teraz około połowy oleju produkowanego w kraju jest dostarczane przez najtrudniejsze rezerwy.

Celem tej pracy jest: badanie świadczenia naukowego nowych technologii rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami. Następujące zadania spływają z bramki: rozważ perspektywy rozwoju produkcji ropy naftowej w kraju oraz dynamika trudnych rezerw odzyskiwania oleju depozytów Rosji.

Outlook Tiz. Zastosowanie podgrupu i rozwój bazy zasobów w Republice Tadżykistanu i Rosji

Dla Rosji - kraje z kolosalnym potencjałem naturalnym i zasobami - rozwój stosunków związanych z dostarczaniem praw do korzystania z podgleniora i kontroli nad spełnieniem warunków ich przepisu, wykorzystanie relacji w procesie stosowania podgleniowego do regulacji Szersze spektrum procesów społeczno-gospodarczych należą do najważniejszych. Naszym zdaniem, w trakcie przeprowadzonych reform ekonomicznych, złożony charakter relacji w procesie użytkowania podgleniowego, zakres ich działań nie jest realizowany i nieużywany w całości.

W Rosji, przez długi czas (od 1994 r.) Wzrost surowców węglowodorów nie są kompensowane do produkcji ropy i gazu. Tylko w latach 1994-2000, nie uzupełniane górnictwo ciekłych węglowodorów wyniosły około 700 milionów% gazu - więcej niż 2,3 biliona. M3. W kolejnych latach ten opóźnienie się zintensyfikował. Więc jeśli na lata 1997-2001 Wzrost przemysłowych rezerw naftowych, w tym kondensatu gazu, pod warunkiem, że jego produkcja o 86%, w 2002 r. - tylko 64%, osiągając 243 mln ton z ekstrakcją 421,4 mln ton. Ponadto jakość bazy zasobowej jest gorsza. Odsetek trudnych rezerw w Rosji przekroczył 55%. Udział rezerw, stopień produkcji jest ponad 80%, przekracza 25% rezerw opracowanych przez przedsiębiorstwa ropy naftowe, a udział rezerwowania rezerw powyżej 70% wynosi ponad 30%. Od 1991 do 2001 r. W strukturze rezerw odzyskiwalnych liczba małych depozytów wzrosła o 40%, podczas gdy liczba unikalnych i dużych zmniejszyła się o więcej niż 20%. Ogólnie rzecz biorąc, 80% depozytów na temat salda państwa należy do kategorii małych.

Przyczyny niekorzystnego stanu bazy surowców są dobrze znane specjalistom w dziedzinie. Są one ostre obniżone ilości regionalnych prac geologicznych i eksploracyjnych na ropę i gaz ze względu na ogólną redukcję środków publicznych przeznaczonych na te cele, a brak istotnej motywacji w spółkach naftowych i gazowych - Użytkownicy Podczernic i słabych kontroli przez państwo Zapewnienie racjonalnego wykorzystania podłoża i skuteczności rozwoju depozytów oraz braku niezbędnych uprawnień w zakresie regulacji państwa stosowania stosunków podwykonawstwa w organach wykonawczych federalnych, przeprowadzając polityki rządu w produkcji masłek palnych. Ponadto, nieprzezroczystość, korupcja, wysokie ryzyko związane w szczególności z możliwością odwoływania licencji na zasoby mineralne od użytkownika podłoża, zmniejszają atrakcyjność inwestycyjną tej działalności.

Do 2002 r. Regiony aktywnie uczestniczyły w inwestowaniu reprodukcji bazy zasobów mineralnych. Ich inwestycje w eksploracji geologicznej 2-3 razy przekroczyły objętość inwestycji federalnych. Nawet w 2003 r., Kiedy budżety regionalne były praktycznie pozbawione źródeł finansowania geologii, w ilości w przybliżeniu w przybliżeniu takiej samej kwoty, jak budżet federalny. Wraz z zniesieniem odliczeń do reprodukcji bazy materiałów mineralnych, objętość eksploracji w głównych regionach produkujących olej Rosji zmniejszyła się o 1,5-1,8 razy. Jednocześnie uważano, że firmy górnicze powinny niezależnie i kosztem ich funduszy w celu przeprowadzenia eksploracji geologicznej i zapewnienia wzrostu rezerw mineralnych. Jednak odpowiednie zachęty użytkowników podłoży nie otrzymali. W związku z tym przepisy powinno stymulować tę czynność, która ma ważne znaczenie państwowe.

Ustanowiony mechanizm rynkowy do zarządzania gospodarką bez wdrażania środków rozporządzenia w ramach stosowania podłoża nie zapewnia kompleksowego rozwiązania dla strategicznych zadań stosowania zasobów mineralnych. W rezultacie w dziełach regionalnych była długoterminowa opóźnienie, zarówno w najważniejszych regionach produkujących ropy, jak i gazu oraz na nowych obiecujących prowincjach naftowych i gazowych. Zasadniczo, czas na przygotowanie nowych regionów do prowadzenia prac wyszukiwania i oceny na dużą skalę oraz w przyszłości oraz przygotowania przemysłowych rezerw węglowodorów.

Podczas intensyfikacji limitu produkcji oleju w starych regionach prawie nic nie robi, aby przygotować się do zmiany. Możesz jakoś krytykować system planowania sowieckiego, ale zawsze uwzględniono perspektywę. Była to tradycja rozwoju bazy zasobów mineralnych kraju.

W związku z następującymi jak najszybciej, praca powinna być przeprowadzona na badaniu nowych regionów, które zapewniłyby stabilizację sytuacji w tym obszarze. Co więcej, takie regiony w kraju nadal mają: przede wszystkim Kaspijskie, wschodnie Syberia, półki na obrzeżach morza. Delegacja w rozwiązywaniu tego najważniejszego zadania może prowadzić do utraty krajowych zasobów paliwa i energii. Jednak skuteczna decyzja tego problemu jest niemożliwa bez przyjęcia nowych przepisów, które stymulowałyby wyjście użytkowników podgleniowych do tych regionów.

Ogólnie rzecz biorąc, system administracji państwowej stosowania podłoża powinno być oparte na podstawie interesów strategicznych państwa jako takich i tematy Federacji Rosyjskiej, biorąc pod uwagę interesy gospodarcze podmiotów gospodarczych. Za to potrzebujesz:

Przeprowadzić prawdziwe monitorowanie wszystkich wydanych licencji i całego systemu podłoża licencyjnego;

Rozwijaj ogólną strategię zarządzania zarządzaniem podłożem z koncentracją na temat tworzenia procedur i zasad obiektyfikacji zużytek podłoża;

Zapewnij stabilny system podatkowy do użytku podłoża, nie zmieniają się (bez konieczności) istniejących przepisów i zasad.

Podstawa zasobów kraju powinna rozwijać się w ramach rozszerzonego schematu reprodukcji. Oświadczenia o rezerwach z rosyjskich firm i propozycji wprowadzenia sankcji gospodarczych na akcje przekraczające osiem - dziewięcioletni bezpieczeństwo, błędne, w rzeczywistości są niebezpieczne dla rozwoju gospodarczego kraju.

Perspektywy rozwoju produkcji ropy naftowej.

Potencjalne poziomy produkcji ropy w Rosji zostaną ustalone głównie przez następujące czynniki: zapotrzebowanie na paliwa płynne i poziom cen świata, rozwój infrastruktury transportowej, warunków podatkowych i osiągnięć naukowych i technicznych w poszukiwaniu rozwoju depozytów , a także jakość badanej bazy surowców.

Perspektywiczne woluminy produkcji ropy w Rosji będą się znacznie różnić w zależności od wariantu rozwoju społeczno-gospodarczego kraju. Z kombinacją korzystnych warunków wewnętrznych i zewnętrznych (optymistycznych i korzystnych opcji rozwoju), produkcja ropy naftowej w Rosji może wynosić około 460-470 mln ton. W 2010 r. I zwiększa się do 500-520 mln ton. Do 2020 r., Z warunków zewnętrznych i wewnętrznych, tworząc umiarkowaną wersję rozwoju społeczno-gospodarczego kraju, produkcja ropy naftowej jest rzutowana znacznie niższa - do 450 milionów ton. W 2010 r. I Do 460 milionów ton. W 2020 r. W wersji krytycznej produkcja ropy może trwać tylko w ciągu najbliższych 1-2 lat, a spadek wydobycia jest oczekiwany: do 360 milionów ton. Do 2010 r. I do 315 milionów ton. Przez 2020.

Produkcja ropy zostanie przeprowadzona i rozwijana w Rosji zarówno w tradycyjnych obszarach produkujących ropa, jak zachodnia Syberia, region Volga, Północny Kaukaz, oraz w nowych prowincjach naftowych i gazowych w Północnym Północnym (region Timano-Pechora), we wschodniej Syberii I Daleki Wschód, południowa Rosja (Północna Kaspijska).

Główna baza danych ropy naftowej dla całego badanego okresu pozostanie West Siberii i prowincji gazu. Produkcja ropy w regionie wzrośnie do 2010 r. We wszystkich opcjach, z wyjątkiem krytycznego, a następnie nieco zmniejszenia i będzie nieco w 2020 r. 290-315 mln ton. W ramach wersji krytycznej, rozwój depozytów z trudnymi rezerwami stanie się Mały, co doprowadzi do znacznego ładunku produkcji w regionie.

W województwie Volga-Ural i na północnym Kaukazie, produkcja ropy spadnie, ze względu na wyczerpanie bazy surowca. W opcjach umiarkowanych i krytycznych górnictwo w tych regionach spadnie bardziej intensywnie.

Ogólnie rzecz biorąc, w europejskiej części Rosji, produkcja ropy naftowa (w tym półki) zmniejszy się i wynosi 90-100 mln ton do 2020 r. (Przeciwko 110 mln ton 2002).

W oparciu o nowoczesną i przewidywaną jakość branży bazowej surowców, konieczne jest:

Znacząca intensyfikacja eksploracji geologicznej w celu zapewnienia niezbędnego wzrostu górnictwa z nieotwartych, podczas gdy depozyty (państwowy program podłoża licencyjnego powinno, biorąc pod uwagę prawdopodobne ryzyko w celu zapewnienia osiągnięcia zrównoważonego rozwoju branży i inwestycji);

Wzrost współczynników odzyskiwania oleju w celu zwiększenia potencjału odzyskiwalnego i obecną produkcję depozytów rozwiniętych.

2 perspektywy rozwoju przemysłu naftowego

Republika Tatarstanu jest najstarszym obszarem wytwarzania ropy naftowej kraju. Istnieją dodatnie czynniki, które umożliwiają optymistę do oceny perspektywowania przygotowania nowych rezerw w starych obszarach produkujących olej.

Praktyka pokazuje, że prognozowane zasoby i ocena w sposób ciągły zwiększają Republikę Tatarstanu. Klasyczne potwierdzenie tego. W Tatarstanie, przez lata reform rynkowych, nastąpiła rozszerzona reprodukcja rezerw naftowych wobec 20-50% w poprzednich latach. Zapewnienie sprawdzonych rezerw aktualnej produkcji podczas ciągłego wzrostu wzrosła i jest obecnie wyższa niż w kraju. Republika regularnie wywołuje prognozowane zasoby ropy. W rezultacie początkowe zasoby łączne (odzyskiwalne) wzrosły o 21% w ciągu ostatniej dekady. Niekwakierne zasoby odzyskiwalne są szacowane powyżej 30 lat temu. W miarę nauki wzrośnie. Dalsza ponowna ocena prognozowanych zasobów, która odbywa się raz na 5 lat. Z reguły każda ponowna ocena prognozowanych zasobów prowadzi do ich wzrostu.

Po drugie, przy ocenie zasobów, współczynnik ekstrakcji ropy naftowej (KIN) jest zwykle traktowany w 30-35%. Zakłada się, że dzięki rozwiniętym technologiom głębokości po wydobyciu rezerw odzyskiwalnych pozostanie 2 razy więcej oleju pozostanie, który zostanie wytworzony do końca rozwoju depozytów.

Chociaż Republika Tatarstanu charakteryzuje się dużą reproduktywnością podgleniora, przez lata reform rynkowych, reprodukcja rezerw w złomu poprawiła się i w porównaniu ze średnią rosyjską z bardziej korzystną. Jednak w całkowitej wielkości rezerw, kosztem nowych odkryć spadły z 49,2 do 13% / roku. Pomimo wystarczającego zabezpieczenia rezerw ropy naftowej w strategii, znaczna uwaga jest wpłacana na przygotowanie nowych zapasów. Wynika to z wysokiego odsetku trudnych rezerw naftowych 80%. Strategia reprodukcji reprodukcji rezerw na długotrwałą w starych obszarach ropy powinna obejmować pracę w trzech kierunkach:

Dalsze badanie i złożenie depozytów olejowych w tradycyjnych miejscach wywiadowczych (deponowane i węgla).

Ogólna praca nad wzrostem Kin, która może być nowym najważniejszym kierunkiem zwiększenia podstawy zasobów starych obszarów produkujących olej.

Geologiczne badanie zawartości ropy naftowej i gazowej o nietradycyjnych obiektach skał głębokich klejów z fundamentów krystalicznych i osadów sedymentacyjnych wektory, perlim bitumiczny bitumiczny.

Obecnie 28 małych firm naftowych działają w przemyśle naftowym Republiki Tatarstanu, produkcji ropy naftowej, której wynosi od 10 tys. Do 500 tysięcy ton / rok. Przeważnie firmy te zostały stworzone na podstawie dekretu Prezesa Republiki Tatarstanu na wzrost produkcji ropy w latach 1997-1998. Na zasadzie konkurencyjnej przeniesiono do nich 67 osadów naftowych, a głównie z trudnymi rezerwami zawierającymi olej o wysokim wypalonym, z których większość była otwarta 15-30 lat temu. Stworzenie nowych firm naftowych ma zasadniczo zmieniło sytuację z produkcją ropy naftowej w Republice. Pojawiły się nowe innowacyjne technologie, konkurencja, nowe metody Mun i produkcji. W 2004 r. Ponad 4,8 mln ton wydobywano w małych firmach. W nadchodzących latach planuje się przynieść produkcję ropy na wszystkich niezależnych firmach olejowych do 8 milionów ton / roku.

Doświadczenie rozwoju przemysłu ropy naftowej Tatarstanu wykazało następujące

Optymalizacja warunków stosowania podgrupu i opodatkowania jest kluczem do rozwiązania problemu marynarki wojennej i zapewnienia potrzeb kraju w oleju i gazu,

Stymulacja podatkowa i zróżnicowany opodatkowanie wytwarzania ropy w zależności od warunków górniczych i geologicznych oraz reserwy wyczerpane emerytury mogą być regulowane i podawane bez korupcji;

Obecne prawo "na podglebia" pozwala na zróżnicowanie NPPI, stymulować rozwój "starych" i wyczerpanych depozytów;

Jeśli uważnie odnoszą się do głębokości i rynków, zbywają się na poziomie przedmiotów Federacji, są one ogromne możliwości

W celu skutecznego wdrożenia strategii rozwoju kompleksu ropy i gazu Republiki Tatarstanowej, konieczne jest stworzenie korzystnych warunków, które zapewniają niezbędny wzrost rezerw i oleju, który jest możliwy w wyniku przyjęcia Bardziej zaawansowane prawo "On Subsoil", którego projekt jest na dyskusji.

W przypadku pomyślnego wdrożenia strategii energetycznej Republiki Tatarstanu do 2020 r. Konieczne jest stworzenie normalnych warunków rozwoju przemysłu naftowego. W tym celu następuje:

Zapisz bieżący mechanizm stosowania podgleniowego - wspólne zarządzanie federacją i podmiotami składowymi Federacji Rosyjskiej w sprawie wydawania licencji na zasadę "dwóch kluczy": Federacja Rosyjska i przedmiotu Federacji Rosyjskiej;

Przewiduje możliwość delegacji części uprawnień Federalnego Wydziału Subsoil Stosowania na poziomie regionalnym; Przeniesienie do władz regionalnych Urzędu, aby zamówić małe i średnie depozyty przydatne minerały z wynikami ropy naftowej do 30 milionów ton;

Przedstawić zróżnicowany opodatkowanie uzależnienia od produkcji ropy naftowej od warunków górniczych i geologicznych i geograficznych do rozwoju pól naftowych i stowarzyszonych cech ropy naftowej;

Aby poprawić skuteczność rozwoju podłoża, konieczne jest napisanie zarówno konkurencyjnej, jak i formy aukcji dostępu do głębokości, każdy z nich ma zalety i wady i mogą być stosowane w zależności od określonych warunków;

W celu racjonalnego wykorzystania zasobów podgrupu, konieczne jest wzmocnienie kontroli państwa nad realizacją uzgodnionych warunków wstępnych; Jest to wykonalne dzięki rocznym uzupełnieniu do umów licencyjnych, w których rejestruje roczne poziomy produkcji, reprodukcji rezerw, badań eksploracyjnych i operacyjnych objętości wiercenia; Są one pobierane z dokumentów projektowych zatwierdzonych w wyznaczonym sposobie i przełożeniu autora; kontrolować wykonanie przez MPR Federacji Rosyjskiej; Pozytywne doświadczenie jest dostępne w Republice Tatarstanu;

W prawie "na podglebia" konieczne jest zapewnienie zachęt dla marynarki wojennej w wyniku anulowania płatności za prowadzenie węglowodorów we własnych funduszach użytkowników podłożnych, wniosek charakter składania obszarów dla ryzykownego przemysłu ropy, Płatność użytkowników podgleźnych użytkowników historycznych państwowych kosztów historycznych w głębi podłoża dopiero po zwolnieniu projektu do zwrotu i otrzymania wystarczającej wole, uproszczenie procedury rejestracji odkryć, pełne finansowanie regionalnych i funkcjonalnych badań geologicznych na koszt stan;

Aby zatwierdzić na szczeblu rządowym "Zasady rozwoju pól ropy" oraz racjonalne wykorzystanie rezerw furgonów węglowodorowych, Komisja Państwowa w sprawie rezerw i cen Komisja mineralna jest przydatna do podporządkowania bezpośrednio do rządu Rosji.

3. Naukowe wsparcie nowych technologii dla rozwoju pól naftowych z trudnymi rezerwami

Udział trudnych rezerw w kolektorach o niskich przepuszczalnych kolektorach, w strefach podium oraz w lepkich olejach, nadal wzrasta i wynosi około 60% (rys. 3.1).

Niestety jakość akcji rezydualnych pogarsza się również ze względu na bardziej aktywne pokolenie dobrych, aktywnych zapasów. Jeśli aktywne rezerwy zostały opracowane przez bieżący średnio o 75%, a następnie odrzucone przez 35%.

Rysunek 3.1 - Dynamika ciężkiej odzyskania odzysku oleju w Rosji

Od rysunku 3.1 można zauważyć, że wraz ze wzrostem udziału trudnych rezerw, współczynnik projektu odzysku oleju zmniejszył się przez wiele lat, a tylko w ostatnich latach zaczęło się nieznacznie rosnąć.

Zależności te są dość jasno zilustrowane przez obecną długoterminową tendencję do rozwoju pól ropy - ujemna zmiana struktury magazynowej od wielu lat, niestety nie została zrekompensowana przez poprawę stosowanych technologii odzyskiwania oleju.

W niektórych przypadkach wynikało to z braku rozwiązań technologicznych dla skutecznego odzyskiwania oleju dla niektórych warunków geologicznych i fizycznych, które w ostatnich latach zostało zaostrzone przez fakt, że odpowiednia praca badawcza była ograniczona. Jednak znane nowe technologie nie są używane dla użytkowników podgleniowych. Powód, z reguły, jest to, że ich stosowanie wiąże się z wysokimi kosztami, zwłaszcza w początkowym okresie rozwoju pola, a użytkownicy podglebia często unikają potrzeby użycia. Nadzieje na przybycie nowych technologii odzyskiwania ropy w związku z pracami na dziedzinie spółek zagranicznych nie były w pełni uzasadnione.

Specjalny problem w kraju jest depozyty fabryczne - obecnie średnia wodoodporna z produkowanych produktów wynosi około 86%.

Biorąc pod uwagę, że główną metodą opracowywania depozytów kraju jest powódź, liczba resztek ropy naftowej w wodoodpornych warstwach będzie stale wzrasta. Aby zmaksymalizować te zasoby, konieczne jest również korzystanie z bardziej zaawansowanych technologii.

Biorąc pod uwagę pojawiającą się strukturę zapasów i perspektyw w celu ich rozwoju, można argumentować, że wzrost odzysku ropy z surowo-toksycznych rezerw, a także rezerw w formacjach zbiornikowych, można argumentować, że znacząca rola w rozwoju odzyskania Należy odtwarzać rezerwy kraju.

Należy zauważyć, że międzynarodowe firmy produkujące naftowe zwracają szczególną uwagę na wzrost rezerw odzyskiwalnych, stosując nowe technologie odzyskiwania oleju: technologie odzyskiwania oleju zapewniają od 4 do 12% wzrostu rezerw odzyskiwalnych.

Według zagranicznych badaczy szacuje, średnia odzyskiwanie oleju projektowego na świecie wynosi obecnie około 30%, w USA - 39%, podczas gdy średnia realne odzyskanie ropy w przyszłości przewiduje się w wysokości 50-60%.

Trzy duże bloki głównych sposobów rozwoju pól ropy naftowej można wyróżnić: reżim naturalny, metody wtórne i metody trzeciorzędowe (metody zwiększania odzysku ropy naftowej).

Powszechne wykorzystanie sadzenia umożliwiło znacząco zwiększenie wydajności rozwoju pól naftowych kraju. Dodatkowy rosnący odzyskiwanie oleju oleju w fabryce w określonych warunkach zapewniają tak zwane hydrodynamiczne sposoby narażenia: cykliczny efekt ze zmienną strumieni filtracyjnych, technologii wdrażania Ope, poziome studnie, zbiorniki hydrauliczne w systemie studni i innych.

Jednocześnie, według większości profesjonalistów, radykalny wzrost średniego współczynnika odzyskiwania oleju w kraju, zwłaszcza w trudnych rezerwach, można osiągnąć tylko ze znacznym wzrostem stosowania metod "trzeciorzędowych": termiczny, gazu i chemicznego (osiągnął odzyskanie oleju 35 - 70%).

Jednocześnie, sposoby rosnącej odzysku ropy naftowej są znacznie bardziej złożone, w porównaniu z fabryką, procesami w oparciu o mechanizmy dodatkowego ekstrakcji oleju z pożywki porowatej. Technologie tych metod wymagają zarówno wstępnego uzasadnienia naukowego w odniesieniu do szczególnych warunków, a późniejsze wsparcie naukowe, gdy stosuje się przy stosowaniu nowych i zasadniczo nowych środków kontroli i regulacji.

Wszystko to wymaga dodatkowych kosztów. Jednocześnie prawdziwe inwestycje na tworzenie nowych technologii w spółkach krajowych są rzędem wielkości mniej niż w obcych.

Jednak doświadczenie zagraniczne i krajowe świadiące, że złożoność i dodatkowe koszty są ostatecznie skompensowane zwiększoną wydajnością.

Istnieją informacje na temat ponad 1500 projektów księżyca na świecie. Roczne górnictwo szacuje się na 120-130 milionów ton.

W USA na początku 2010 r. Było 194 projektów w celu zwiększenia odzyskiwania oleju. Od 1998 r. Ich liczba spadła nieco od 1998 r., Zmiana od 199 r. W 1988 r., Do 143 r. - w 2004 r. I 194 - w 2010 r., Ale podczas gdy ich konsolidacja nastąpiła. Całkowita produkcja ropy na koszt tych metod wynosi 34,4 mln ton / rok. Szczególnie ważne jest, aby zauważyć, że odsetek produkcji ropy naftowej za pomocą "trzeciorzędowych" metod w całkowitej produkcji w Stanach Zjednoczonych wynosi około 12%.

Biorąc pod uwagę państwo i perspektywy do wykorzystania metod wzrostu odzysku ropy naftowej, należy powiedzieć o krajowym doświadczeniu aktywnego wprowadzenia tych metod w latach 80. ubiegłego wieku.

Impulatem na rozwój problemu był specjalny dekret rządu kraju (1976), który określił wielkość dodatkowej produkcji ropy naftowej ze względu na zastosowanie "trzeciorzędowych" metod zwiększenia odzysku ropy, a także objętości Kwestie w kraju niezbędnym do tego materiału i środków technicznych. Zapewnia również stymulację ekonomiczną wdrażania prac przemysłowych pilotażowych przez przedsiębiorstwa produkujące naftowe. Aby skoncentrować wysiłki w celu rozwiązania tego problemu, powstał "międzybezpieczny kompleks naukowy i techniczny" Nefteotud ". Struktura organizacyjna kompleksu zapewniała zarówno wsparcie naukowe problemu, jak i zapewniając realizację programu doświadczonej pracy.

Przeniesiony do struktury firm serwisowych RNHTK ("Termneft", "Soyuzneftepromhim", "SoyuzneftePromhim", "Tatneftebitum") wykonywane na doświadczonych rybakach przedsiębiorstw produkujących olej i powietrze, gaz węglowodorowy, instalacja sprzętu specjalnego).

W stosunkowo krótkim okresie dodatkowa produkcja oleju ze względu na "trzeciorzędowe" metody wzrosły do \u200b\u200b11 milionów ton / roku. Wsparcie naukowe problemu zostało przeprowadzone przez "VNIINEFT" wraz z zapewnieniem odpowiedniego finansowania.

Wraz z przejściem przemysłu naftowego do nowego systemu biznesowego, mechanizmy stymulowania problemu rosnącego odzysku ropy naftowej zostały ustalone, działalność badań naukowych została znacznie zmniejszona, wykorzystanie metod zaczęło spadać.

Teraz wydobycie kosztem metod "trzeciorzędowych" tylko nieznacznie przekracza 1,5 miliona ton / roku. W ostatnich latach na polach kraju uruchomiono kilka projektów na temat stosowania metod wpływu termicznego i gazowego. Jednocześnie, naszym zdaniem istnieje wiele problemów, a nie złożonych kolejności, których badanie, których nie można odłożyć, jeśli ustalimy cel wzrostu rozwoju ciężko odzyskanych akcji w nadchodzących latach . Wśród tych problemów:

Regulacja ruchu sprężyn roztworów chemikaliów na zbiorniku;

Zmniejszenie adsorpcji odczynników chemicznych na pożywce porowatej;

Tworzenie kompozycji adresowych chemikaliów do określonych warunków zbiornika;

Spadek wewnątrzczystości w lepkości oleju przez środki chemiczne;

Symulacja procesów filtrowania różnych środków do odzyskiwania oleju;

Regulacja procesu utleniania oleju wewnątrz-blokowego;

Oznaczanie wpływu właściwości pod nośnikiem porowatym i wstrzyknięto w zbiorniku środków na kinetyce utleniania, gdy wstrzykuje się powietrze wysokociśnieniowe;

Określenie wpływu temperatury na właściwości kapilarne pożywki porowatej;

Oznaczanie wpływu temperatury na krzywe przepuszczalności fazy dla różnych mediów porowatych;

Optymalizacja środków gazowych podczas łączenia wstrzykiwania gazu i wody;

Stosowanie systemów spieniających i innych odczynników do regulacji metod fizykochemicznych, termicznych i gazowych;

Oszacowanie efektywności wtrysku wody o słabym mineralizowanej w warstwie, zmieniając zwilżanie porowonego medium;

Ocena skuteczności metod zwiększenia odzyskiwania oleju na danych handlowych i wielu innych.

Woluminy i poziom pracy na temat stosowania sposobów wzrostu odzysku ropy naftowej i rozwój ciężko do odzyskania zapasów odpowiadają, niestety ich obecne wsparcie naukowe.

Chociaż brak programów federalnych i sektorowych w tej kwestii nie pozwala szczególnie przedstawić objętości badań nad poszczególnymi metodami, ale wskaźniki pośrednie (zwłaszcza w porównaniu z firmami zagranicznymi) są wystarczająco elokwentne.

Tak więc zgodnie z raportami, wydatki na prace badawczo-rozwojowe w firmach zagranicznych i gazowych w wieku 6-10 razy więcej niż w dużych krajach rosyjskich.

Rysunek 3.2 - Niocar Finansowanie wolumenów na badacz, tysiąc dolarów.

Według G.i. Shmal, Shell spędzony na R & D w 2007 r. - 1,2 mld USD, w 2008 r. - 1,3 mld USD, w 2009 r. - 1 miliard dolarów. Koszt wszystkich rosyjskich firm olejowych wraz z Gazpromem na R & D wynosił 250 milionów dolarów w tym samym roku . Biorąc pod uwagę dokładniejsze rezerwy naukową na tworzenie nowych technologii, zauważamy potrzebę udziału w finansowaniu zarówno państwa, jak i biznesu. Można go zobaczyć (rys. 3.2), że w Rosji Finansowanie R & D jest znacznie mniej niż w innych krajach - zarówno z państwa, jak i zwłaszcza ze strony działalności.

Ciekawe dane opatentowania w sektorze ropy i gazu, które ponownie podkreślają zależność tego wskaźnika z finansowania badawczo-rozwojowego: liczba zarejestrowanych patentów w rosyjskich spółkach jest dziesięć razy mniej niż w obcych (rys. 3.3).

Rysunek 3.3 - Liczba zarejestrowanych patentów z firmami naftową i gazowymi, PCS.

Ostatnio pojawił się wiele zachęcających czynników dla możliwości przyspieszonego rozwoju problemu zwiększenia odzyskiwania ropy zbiorników z trudnymi rezerwami. Obawa stanu kompletności odzyskiwania ropy naftowej w depozytach kraju została wyrażona przez kierownictwo kraju.

Decyzje rządowe zostały przyjęte do ekonomicznego stymulowania rozwoju depozytów z trudnymi rezerwami:

Zwiększony olej lepkości (ponad 20 MPa.SSEK);

Wieżowy (ponad 85%);

Przy niskich warstwach przepuszczalności (1,5-2,0; 1,0-1,5; mniej niż 1,0 μm 2 .10 -3).

Niestety, wdrożenie przyjętych dokumentów spełnia szereg praktycznych trudności związanych z potrzebą tworzenia oddzielnych systemów gromadzenia i wytwarzania oleju, co wymaga czasami znacznych kosztów. Jeśli chodzi o niskie przepuszczalne zbiorniki, prezentowana wersja rozdzielczości nadal wymaga dodatkowych wyjaśnień, zarówno według sposobu określenia przepuszczalności (bezwzględnej lub względnej), jak i, jak również, jak osiągnąć taką dokładność diagnozy tworzenia oleju do przepuszczalności.

Rozważając perspektywy wzmocnienia wsparcia naukowego branży, czasami sugeruje się nałożenie rozwiązania problemów przemysłowych na przedsiębiorstwa ropy naftowej i ich ośrodków naukowych. Należy wziąć pod uwagę, że centra naukowe i analityczne koncentrujące się na spółkach ropy naftowej koncentrują się na rozwiązywaniu bieżących zadań zastosowanych, ponadto, praktyka globalna pokazuje, że każdy kraj rozwinięty ekonomicznie ma własną politykę przemysłową, a polityka przemysłowa jest niemożliwa bez zorganizowanej nauki sektorowej . Jest to wyjaśnione przez fakt, że horyzont prognozy technologicznej korporacji rzadko przekracza 7 - 10 lat, podstawowe badania obiecytują kosztowny wynik w 20 - 30 lat. W dwudziestu latach, system zastosowanych (sektorowych) i nauk akademickich po prostu działa - jest to w tej tymczasowej przerwie, że wytyczne są ustalane na przełomowe innowacje przekazane w następnym etapie w R & D Nio-Corporate R & D dywizje.

Znane są również oferty koncentracji nauki naftowej w uniwersytetach edukacyjnych, ponieważ częściowo jest praktykowane w wielu krajach zagranicznych. Jednak konieczne jest jednak uwzględnienie faktu, że uniwersytety krajowe nie mają jeszcze niezbędnej bazy naukowej i technicznej i personalnej, a także co najważniejsze, doświadczenie stosowanych badań, które są tworzone przez wiele lat wysiłku.

Dlatego wydaje się, że perspektywy zwiększania efektywności rozwoju obszarów ropy naftowej kraju i stosowanie Księżyca są związane z potrzebą ożywienia systemu świadczenia naukowego tego problemu na podstawie kompleksu sektorowego i edukacyjnego instytucje z zaangażowaniem instytutów Rosji.

Ogólnie rzecz biorąc, można sformułować sugestie dotyczące rewitalizacji prac na temat tworzenia nowych technologii rozwoju trudnych rezerw naftowych:

Regulacja państwowa problemu;

Koncentracja wysiłków naukowych, metodologicznych i technologicznych opartych na programach naukowych i technicznych;

Tworzenie centrów naukowych opartych na instytucjach i uniwersytetach przemysłowych;

Wsparcie organizacyjne i finansowe problemu na podstawie programów państwowych doświadczonych prac badawczych, dokumentów licencyjnych i projektowych;

Wspólne programy (baseny) firm naftowych na badaniu i test księżyca;

Naukowe wsparcie doświadczonej pracy.

Moim zdaniem wdrożenie tych propozycji pozwoli na 2025 rezerw odzyskiwalnych kraju w celu zwiększenia o 2 - 4 mld ton z rocznym dodatkowym górnictwem: 30 - 60 mln ton / rok.

Wniosek

Kwestie rozwoju ciężko odzyskane rezerwy ropy są związane z problemem zwiększenia współczynnika odzyskiwania ropy. W ciągu ostatnich 25 lat Kin w Rosji zmniejszył się z 42 do 27-28%, podczas gdy w Stanach Zjednoczonych w tym samym okresie KIN wzrosło od 32 do 40%, chociaż struktura rezerw ropy naftowej jest początkowo gorsza. Ta niebezpieczna tendencja jest związana z dwoma powodów. Pierwsze, trudno odzyskane rezerwy to już ponad 50% rosyjskich rezerw naftowych, a kiedy pracują, Kin jest zawsze niższy. Po drugie, zatwierdzone projekty rozwoju głównych dziedzin Rosji przewidują tradycyjne faktywanie depozytów o niskiej cechom kin, a nie stosowanie nowoczesnych technologii do zwiększenia odzyskiwania oleju. Skuteczność tych technologii świadczy o doświadczeniu USA, gdzie, pomimo wyczerpanego podgórze, ponad 30 milionów ton ropy jest produkowane co roku z innowacyjnych technologii. Ale w Rosji, w najstarszym dziedzinie Romaskinsky'ego Tatarstanu, ze względu na wykorzystanie tych metod, roczny wzrost objętości produkcyjnej wynosi 1,5 mln ton. Niestety, jest to jedyny przykład w Rosji.

Wzrost rezerw naftowych, zwłaszcza w ostatnich latach, jest 2 razy wyższy niż jego produkcja. Nowe niezależne firmy naftowe utworzone w Tatarstanie 24 dostarczyły już przyspieszonego wejścia do rozwoju 36 pól naftowych. Wszystkie firmy olejowe (bez OJSC TATNEFT) będą produkowane w nadchodzących latach 8 - 8,5 mln ton / rok. Największa firma naftowa - OJSC Tatneft, pod względem rocznej produkcji, która jest częścią największych przedsiębiorstw naftowych Rosji, a wśród 30 wiodących firm naftowych na świecie, daje do 40% budżetu Republiki Tatarstanu. Przez około 2,7 miliarda ton ropy na początku rozwoju dziedziny Tatarstanu Spółka stabilizowała produkcję ropy naftowej, zapewniając nadwyżkę wzrostu rezerw w górnictwie 2 razy. Obecnie ponad 40% oleju na polach Tatarstanu są wydobywane przez wprowadzenie nowoczesnych technologii i metod zwiększania odzyskiwania oleju formacji. Nie ma zbiegu, że papiery wartościowe OJSC Tatneft są wymienione na prestiżowej giełdzie Londynu i Nowego Jorku.

Lista używanych literatury

1. Wiercenie i olej. Sierpień 2012. Specjalistyczny magazyn.

2. Dunaev V.f. Ekonomia przedsiębiorstw przemysłu gazowego: podręcznik / v.f. Dunaev, V.L. Shpakov. N.P. Epifanova, V.N. Lyandin. - Olej i gaz, 2009. - 352 p.

3. Kontorovich A. E., Korjubaev A. G., Eder L. V. Strategia rozwoju kompleksu naftowego / all-rosyjskiego czasopisma gospodarczego "Ekonomia i organizacja". - 2008. - №7. - 78 p.

4. Korjubaev A. G., Sokolova I. A., Eder L. in. Analiza trendów w rosyjskim kompleksie naftowym / All-Rosyjska Dziennik Ekonomiczny "Ekonomia i organizacja", 2010. - Nr 10 - 103 p.

5. Martynov V.N. W edukacji naftowej i gazowej - kryzys nadprodukcji / magazynu "Olej Rosji", 2009. - Nr 8 - 23 p.

Lubił? Kliknij w przycisk poniżej. ty nietrudnei nas. przyjemnie).

Do darmowe pobieranie Abstrakty przy maksymalnej prędkości, zarejestruj się lub zaloguj się do witryny.

Ważny! Wszystkie zgłoszenia prezentowane za darmo do pobrania są zaprojektowane tak, aby sporządzić plan lub bazę własnych dokumentów naukowych.

Przyjaciele! Masz wyjątkową okazję, aby pomóc tym tym samym uczniom takim jak ty! Jeśli nasza strona pomogła Ci znaleźć właściwą pracę, zdecydowanie zrozumiesz, jak potrzebujesz pracy, może ułatwić pracę innym.

Jeśli abstrakcyjny, twoim zdaniem jest zła jakość, albo już spotkałeś tę pracę, daj nam znać.

Tryja trudno odzyskania zapasów . W ZSRR, osobiste backen ( bazhenovsky Sweet. ) Zauważono od 10 lat później niż w Stanach Zjednoczonych i dokładnie zbadaj go rozpoczął się w 1968 roku. To było jak jedno, że "nie byłoby szczęścia, a żal pomógł". W depozycie Salymskoye w pobliżu miasta Goropravdinsk, podczas pogłębiania dobrego poszukiwania, 12-P, gdy w końcu stało się nieustannego oleju, w końcu urządzenie wiertnicze zostało złapane ogniem. Następnie zasady dotyczące roli organów ścigania udaje się usprawiedliwić, że geologowie i pracownicy nie są posłuszni. Fontanna (jego pojemność była uważana za pewną kwotę stu ton dziennie), utworzone, gdzie nikt na nie czekał, kierował głową przez pracownika naukowego i rosyjskich przywódców. Bazhenov słodki (a tylko stadnowie zdobył fontannę) zaczął aktywnie pracować i wiercić świeże studnie. Ale dość szybko stwierdzono, że wydajność studni jest z pewnością inna, dzięki temu, w konsekwencji zadań technologicznych geologowie nie mieli możliwości scharakteryzowania przekroju bazhenovsky retinue. W rezultacie długoterminowe pole Bajen pozostało szybsze przez przedmiot badań naukowych niż prawdziwy rozwój przemysłowy.

Teraz sytuacja jest zasadą innego. W wyniku wyczerpania klasycznych dziedzin i (w tym jest warte spowiedzi) udanej umiejętności USA do rozwijania formacji łupkowych, rząd w Federacji Rosyjskiej i Firmy ropy są narysowane do rozwoju trudnych dostaw ropy. Wszystkie ulubione rosyjskiego "oleju" - Rosnieft, Lukoil, Surgauneftegaz, przecenione troski o plany łupkowe, pracuje z Bazhenolem. Na początku lutego 2014 r. Oprócz aktywnej umowy z Schlumberger w zakresie współpracy technologicznej w rozwoju trudnych dostaw oleju, w szczególności podpisano Bazhenovska Suite. W 2013 r. Shell i Gazprom Neft wykonali joint venture "Khanty-Mansiysk Oil i Gas Związek" do pracy w sektorach z olejem łupkowym na zachodniej Syberii. Dzięki temu firmy mają już udane wspólne przedsięwzięcie - Salym Rozwoju ropy naftowej, co prowadzi do rozwoju Saliam Group of Fields i nadal pracuje nad rozwojem Bazhenowskiego Sweet: W lutym dzisiejszym, SPD rozpoczął wiercenie 1 Poziome szacowane dobrze w depozycie Verkhne-Salym. Jednakże, oprócz elementu technologicznego, we wszystkich planach dotyczących opracowywania twardych środków powierzchniowo czynnych w Federacji Rosyjskiej (jak, Ogólnie rzecz biorąc, iw każdym kraju świata) są ekonomiczne.

Pozostałości podatkowe (rezerwy ekstrakcyjne)

Stanowisko władz rosyjskich dotyczących znaczenia kwestii angażowania w wydobycie trudnych zapasów zmieniło radykalnie. W szczególności, zgodnie z szefami Ministerstwa Spraw Wewnętrznych Sergey Donskoy, badanie niestandardowych zastosowań węglowodorowych w Federacji Rosyjskiej, która jest aktywowana w czasie rzeczywistym, będzie niezbędnym czynnikiem w produkcji ropy po 20 latach: " Jeśli możemy umieścić dostawy w KHMA na bilansie oleju do dostaw ropy naftowej, wówczas Rosjaninę Federacja może wygasnąć na 1. przestrzeni na świecie jako całość na dostawach naftowych. " W ramach Ministerstwa Zasobów Naturalnych Federacji Rosyjskiej Na podstawie "Roshykologii", koordynacja środka badania i badania o niestandardowym standardzie i źródła surowców węglowodorów. Według tekstów zastępcy dyrektora tej firmy Roman Samsonov jest celem krainy Federacji Rosyjskiej w celu przeprowadzenia czterech lub pięciu wykwalifikowanych wielokąt z różnymi kryteriami naturalnymi, krajobrazem, cechami geologicznymi. Minister energii Alexander Novak, we własnej kolejce, że Federacja Rosyjska nadal zwiększa produkcję ropy naftowej, w której dzięki badaniu nadwyżki twardej bycia. Zgodnie z jego tekstami, intensyfikacja pracy z tą kategorią zasobów stała się prawdopodobnie zmieniona przez zmiany do prawodawstwa dotyczącego świadczeń podatkowych, które zainicjują górnictwo trudnych dostaw oleju.

Po prawej, rząd w latach 2012-2013 podjął pewną liczbę kroków w danym kierunku, którego środkowa była rozwój prawa federalnego nr 213-FZ, który wprowadził korzyści podatkowe w mocy niższych wskaźników do podatku Stawka na ekstrakcję niezbędnych skamieniałości (NDPI) dla kilku kategorii próbuje. W szczególności wskaźnik NPPE ma zdolność do zmniejszenia z 20% do 100% w zależności od przepuszczalności depozytów oraz na podobieństwo depozytów produkcyjnych (zerowe funkcje oleju produkowanego z depozytów związanych z Bazhenovsky, Abalak, Khadadanem i produktywnym produktywnym osady). Nie licząc tego, prawo "na taryfy celnej" dokonały korekt, które umieszczały zmniejszoną ofertę ceł eksportowych na ropę wydobywaną z depozytów słodyczy Tiumeń. W celu użycia obniżonej stawki konieczne jest, aby odpowiednie z początkowego dostaw oleju w osadach Tiumen Sweet wyniósł najmniej 80% początkowego dostaw oleju całego obszaru licencji.

Prawo ma ograniczenia do przyznania świadczeń. Jednym z najbardziej znaczących - poziom amortyzacji trudnych do odzyskania dostaw z dnia 1 stycznia 2012 r. Nie jest zobowiązany do przekroczenia 3% lub depozytów zobowiązany do ustalenia dla bilansu miejskiego wniosków później niż 1 stycznia 2012 r. Istnieje wiele problemów, że procedura określania charakterystyki przepuszczalności i skutecznej grubości nasyconej oleju zbiornika na złożach surowców węglowodorowych znajduje się na etapie rozwoju. A przed wprowadzeniem tego, o mocy podatnika powinno być kontrolowane przez wartości przepuszczalności i skutecznej grubości nasyconej oleju zbiornika, zaznaczonego w bilansie miejskim z własnych skamieniałości (GBZ) od 1 stycznia , 2012. Jednak pierwsza praktyka korzystania z korzyści ujawniła, że \u200b\u200bcechy przepuszczalności, skutecznej grubości nasyconej oleju tworzenia oraz podobieństwem depozytu produkcyjnego w GBZ, powiedziane czasy są odbijane taktowo. I to znacząco komplikuje prawdopodobieństwo świadczeń. W latach 7 lutego 2014 r. Wyjaśnienia federalnej służby podatkowej Federacji Rosyjskiej z listą nazw warstw z zadaniem ich do tego, co lub innego osadu produkcyjnego. Jednak w jaki sposób te wyjaśnienia będą działać, aż nie jest jasne.

Ogólnie rzecz biorąc, firmy olejowe pozytywnie rozważają spotkanie, w którym jeździ rząd, stymulujący rozwój Tromów. Prawo 213. umożliwiło już zwiększenie efektywności finansowej rozwoju i ustanowienia w dostawach ciężko odzyskiwalnych ODA z 10 pól w całym kraju. W Gazpromu Neft depozyty te nadal mają te depozyty. Jednakże, na podstawie pracowników ropy naftowej, mając miejsce, aby być zestawem korzyści nadal nie jest w stanie zainicjować rozwoju nadwyżki twardej bycia. Rząd, idący w kierunku życzeń wiertniczych, zaprasza do zwiększenia progu wytwarzania depozytów od 3 do 10%. Bill, w którym proponuje się rozpowszechniać prawdopodobieństwo wykorzystania niższych współczynników do stawki NPPI w sprawie depozytów związanych z produktywnymi osadami Bazhenovsky, Khazhenskaya, Domernikova i Abalak Sweet z stopniem operacji dostaw od stycznia od stycznia 1, 2012 Od 3 do 10% jest już zlokalizowany w Duma Państwowej. Wręcz przeciwnie, nie sprzeciwia się to Ministerstwowi Finansów Federacji Rosyjskiej, aw Departamencie Komunikacji z publicznymi stosunkami Ministerstwa Energii, dziennikarz "Ch", powiedział, że Agencja, więcej niż to uważa celowo dorastający górny stopień produkcji od 10 do 13%, "ponieważ istnieje miejsce w tym momencie nadzoru operacji w celu użycia zróżnicowanych stawek NDPA w kierunku twardego do usuwania oleju wyeliminowane prawdopodobieństwo wykorzystania korzyści dla gospodarki planów, które okazały się w rozwoju. "

W tej chwili uwzględniono prawdopodobieństwo zapewnienia preferencji opodatkowania w wyniku współczynnika dalszego do współczynnika NPPI w wysokiej lepkości oleju (o lepkości 30 MPa · od do 200 MPa · C).

Ale te wnioski, w przypadku, gdy zostaną zaakceptowane, nadal można rozważyć tylko w ramach środków zespołu, aby stymulować rozwój nadwyżki wysokiej bycia. Oilmen chciał wprowadzić stopę zerowej NPPA dla depozytów trudnych do usuwania poza uzależnieniem od uzależnienia od stopnia wytwarzania depozytów, dystrybucję świadczeń dla niskich przepuszczalnych kolektorów, obszarów o niskim nasyceniu oleju (nie więcej niż 55%) lub niski zbiornik (Nie więcej niż 4 metry) lub z najwyższymi wodami (ponad 80%) na Achimov Sweet, przedłużyć preferencyjny podatek od stopnia do 20 lat dla wszystkich kategorii nadwyżki twardej bycia.

"Oczywiście, biorąc pod uwagę cel Ministerstwa Finansów Federacji Rosyjskiej, aby zapobiec spadkowi zysku części państwa Butzhetu, możliwość przyjęcia tych poprawek nie jest oczywiste - że szef Departamentu Polityki Podatkowej Fabryki "Gazprom Neft" Aleksander Shubin. - Ale to działa na przyszłość. NPPA Tolik w strukturze wszystkich podatków od planów (z wyjątkiem obowiązku wywozu) wynosi w granicach 80%, a rozbudowa cech korzyści dla Tromów ma możliwość posiadania znacznego wpływu na skuteczność ich wdrażania, które Niewątpliwie pomoże w wyeliminowaniu tanich planów do przyjęcia do przyjęcia pozytywnego stopnia dochodzenia.

Z zastrzeżeniem tej finalizacji ram regulacyjnych pod względem rozszerzenia obwodu stałych dostaw, przedłużenie narażenia korzyści oraz ustanowienie bezbarwnej procedury określania i stosowania świeżych współczynników świadczeń ma możliwość zapewnienia drugiego życia z prawie Wszystkie aktywne aktywa rosyjskiej gałęzi ropy i Gazpromu Neft, a także będzie pozytywny wpływ na rysowanie do rozwoju świeżych kratownic wraz z wprowadzeniem nowoczesnych technologii produkcji ropy naftowej, ułatwiając odnowienie arsenału technologicznego przemysłu. "

Sektoralni specjaliści mówią o tym. Na monitorowaniu GP "Nazzhn je. V. I. Spielman, "do 2030 r. 18-20 milionów ton ropy na ropę rocznie mają zdolność do produkcji 18-20 milionów ton ropy rocznie, ale podlegającym przechowywaniu pakietu świadczeń. Dzięki tej korzyściach wystawiali teraz, spłacić następnego dnia. Zgodnie z centrum ich. Spielman, produkcja około 600 milionów ton ropy ze złóż bazhenov ma możliwość dostarczenia do Butzhet do 2 bilionów rubli ..

Gazprom Neft (i jako całość w branży) sugeruje, że korzyści z rozwijania Tromów - tylko pierwszy okres w drodze do wzrostu atrakcyjności ekstrakcji złożonego oleju w Federacji Rosyjskiej. Aktywne korzyści z dość wąskich okien i tylko niewielkiej części dostaw, charakteryzujących się złożonością rozwoju spada pod ich wpływem. Najlepszy mechanizm stymulowania rozwoju tych dostaw ropy nazywany jest dodatkowym podatkiem zarobkowym, który zapewni przygotowanie opodatkowanej bazy, w zależności od ostatecznych wyników finansowych pracy. Dzięki temu NDD firmy zminimalizują obciążenie fiskalne na początkowym etapie przypadków, gdy inwestycje są maksymalne, a zwrot jest nadal dosłownie nie.

Ale w rządzie nie ma uczciwości dla tego pretekstu. W Ministerstwie Energii w autentycznym momencie, prawdopodobieństwo wpisu NDD do poszczególnych planów jest zdefiniowany, ale Ministerstwo Finansów mówi, że treść ta nie jest priorytetowa. Adeptami gałęzi nie tracą nadziei i nadal znajdują świeże rozszerzenia dla rozwoju nadwyżki twardej bycia.