Cea mai nouă tehnologie de producție a extracției rezervelor de petrol. Rezervă dificilă

18.10.2017

O sursă: Revista proneft

În acest articol, conceptul de dezvoltare a rezervelor dificile de recuperare a fulmentelor de ulei conformal este considerat de exemplul domeniului East Memnkoye, care astăzi este cel mai important domeniu de petrol din Rusia. În plus față de obiectul principal al dezvoltării rezervorului PC1-3, care găzduiește rezervele semnificative de petrol și gaz, potențialul de petrol și gaze în domeniu este instalat în depozit. Structura complexă structurală-tectonică a regiunii a condus la formarea de capcane promițătoare atât protejate tectonic cât și litologic. Problemele asociate cu o caracteristică a stratului de straturi și implementarea conceptului de dezvoltare necesită diferite soluții tehnologice.

Probleme

Un exemplu de capcane promițătoare la câmp este obiectele blocului 4 ( smochin. unu), dedicat zonei scăderii locale a structurii cauzate de o serie de tulburări tectonice mari care au format grabeni. Este în zona Grabena ( vezi fig. unu) Focalizați 25 de straturi cu depozite mici de gaz-minef și o grosime mică de sprinkler, dedicată în principal blocurilor separate (doar 40 de depozite, din care 22 de ulei, 12 gaz și 6 gaz).

Smochin. 1. Modelul structural al câmpului East Mescoyakh ( dar), Blocul 4 cu blocuri separate ( b.) și straturi productive ale blocului 4 ( în)

Sarcinile dezvoltării următoarelor metode de depozite multidimensionale sunt legate atât de eficiența economică a rezervelor rezervelor, cât și de tehnologiile de testare ale extracției acestora. Pentru a introduce blocul 4 obiecte într-o dezvoltare la scară largă, o diagramă bloc a straturilor de design conceptual ( smochin. 2.).

Smochin. 2. Procedura de proiectare a facilităților de dezvoltare a blocului 4:
GDM - model hidrodinamic; PPD - menținerea presiunii rezervorului; Gs - sonde orizontale; MZG - puțuri orizontale multiple; Ore - funcționare separată de minereu; ODA - Lucrări industriale pilot

La crearea conceptului de dezvoltare a unui câmp petrolier după determinarea mărimii și parametrii de bază geologici și fizici ai formării, este necesar să se rezolve sarcina de clasificare a obiectelor de dezvoltare și evaluare preliminară a productivității preconizate a puțurilor și rentabilitatea datelor Dezvoltarea obiectelor. În timpul evaluării priorității obiectelor de dezvoltare, au fost luate în considerare straturile cu rezervele de petrol din categoria C1, obiectele calculului au fost depozitele fiecărei formări.

Prioritatea obiectelor de dezvoltare a fost determinată de metoda de suprapunere bazată pe trei metode (coeficientul analitic, calculul analitic și economic, numeric pe liniile curente).

Prioritizarea obiectelor

Metoda coeficientului analitic

1. Calculul coeficientului ratei de selecție cu formula

unde k. - permeabilitate, determinată în funcție de datele de studii geofizice ale puțurilor; Δ. r. - picăturile de presiune între puțurile miniere și injecția; μ - vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor.

2. Calcularea ratei de reducere relative a formulei

unde K. S.O.Max este coeficientul de evaluare maximă.

3. Selectarea obiectelor cu valoarea rezervelor de ulei în mișcare actualizate definite din expresie

unde Q. P - Rezervele mobile de petrol

Metoda tehnică și economică

1. Găsirea debitului inițial de petrol cu \u200b\u200bo fabrică simplă de formula de maslet

unde L. - lungimea elementului sistemului de dezvoltare; W. - distanța de intercuție; h. N este grosimea saturată de ulei a stratului; r. w. - Radius de bine.

2. Definirea coeficienților de producție a uleiului

Falling debit q. la timp t. Stabilit în conformitate cu legea exponențială: q.(t.)=q. 0 e. – D. T. (D. = q. 0 /N. Coeficientul de cădere PW - toamnă; N. PW - producția acumulată de-a lungul puțului). În acest fel N. PW este egal cu rezervele mobile

3. Calcularea unui venit redus redus pe bine pentru fiecare obiect de dezvoltare prin formula

unde FCF W ( t.) - fluxul de numerar pur, în cea mai simplă formă de FCF W.(t.)= q. 0 e. –Dt. p. nb. ;

p nb. - prețul uleiului net-back minus NPPI; r. - coeficientul de reducere normală (continuu); c W. - investiții de capital specifice în forarea și construcția obiectelor locale; θ - rata impozitului pe profit.

4. Alocarea obiectelor în ceea ce privește amploarea CDD (7)

unde N p. - stocuri mobile ale obiectului de dezvoltare.

Calculul liniilor curente

1. Setarea parametrilor sistemului de formare și dezvoltare. Pentru calcule, programul GP implementează metoda de linie curentă pentru a determina dinamica producției.

2. Calculul dinamicii uleiului, lichidului, injecției de apă

3. Calculul CHDD.

4. Alocarea obiectelor în ceea ce privește valoarea CHDD.

După calcule, cele trei metode au obținut o histogramă, ținând cont de prioritatea obiectelor ( smochin. 3.). În acest stadiu, puteți aloca obiecte promițătoare care vor fi paramount atunci când se dezvoltă întreaga unitate.

Smochin. 3. Histograma priorității obiectelor de dezvoltare, finalizată pe baza calculelor pentru trei metode diferite

Cu valori scăzute ale indicelui de randament, PI în obiecte a calculat suplimentar posibilitatea formării formării prin schimbarea investițiilor de capital în forarea întregii puțuri (implicarea rezervelor de petrol prin găurirea GS și MZH). Alocarea obiectelor asupra suprapunerii rezultatelor metodelor, luând în considerare posibilitatea introducerii formării formării, este dată smochin. patru..

Smochin. 4. Prioritizarea finală a obiectelor

Având în vedere posibilitatea utilizării MZH-urilor și a utilizării minereului, toate obiectele luate în considerare, cu excepția BU6 3. Prioritatea totală a formării este determinată: Obiectele principale sunt B13 1, MX4, MX8-9, BU6 1 + 2, BU8, BU10 1, BU10 2, obiecte de admitere - PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, B12 2.

Pentru a optimiza costul dezvoltării obiectelor, a fost luată în considerare posibilitatea combinării straturilor într-un obiect operațional. Criteriile pentru o astfel de asociere corespund straturilor PC20 și PC21. Se recomandă următoarele: formarea sistemului de dezvoltare electorală prin sonde orientate oblic sau MZHS; Dezvoltarea straturilor PC20-21 ca obiect unic; PC22 Reservoir - o bază de întoarcere sau o fundație independentă. Pe baza faptului că filtrarea și proprietățile capacitive (FES) ale submarinelor luate în considerare au o răspândire destul de mare, precum și un grad destul de ridicat de incertitudine, modelele sectoriale ale modelelor sectorului au fost obținute înainte de a construi modele hidrodinamice la scară largă, luând în considerare să țină cont de intervalele de modificări ale caracteristicilor geologice și fizice ale formării. Creat patru modele sectoriale de matrici. Parametrii, cum ar fi adâncimea, porozitatea, saturația uleiului, nisipul, presiunea inițială a rezervorului, vâscozitatea uleiului, au fost adoptate de media ponderată pentru grupul în cauză. Modelele sectoriale au fost distinse printr-o grosime saturată de ulei HN, raportul dintre grosimea saturată de ulei la HG saturat de gaz sau la un HB saturat cu apă, parametrul KΔp / μ, precum și distanța dintre godeuri cu cea cu cea - Sistemul de dezvoltare. Înainte de a calcula toate variațiile modelelor, au fost determinate modurile optime de funcționare a puțurilor și locația acestora în context, în funcție de grosimea saturată de ulei.

Astfel, după calculele modelelor sectoriale, matricele de stabilitate ale unei soluții tehnice și economice au fost construite cu diferite caracteristici geologice și fizice ale obiectelor ( smochin. cinci).

Smochin. 5. Matricea stabilității unei soluții tehnice și economice pentru diferite caracteristici geologice și fizice ale obiectelor

În viitor, estimând gama de parametri geologici incertitudini pentru fiecare depozit, a fost luată o decizie pentru a construi un model hidrodinamic pe scară largă pe baza stabilității rentabilității dezvoltării obiectului. Rezultatele estimării profitabilității în calculele analitice și modelarea sectorială sunt prezentate în masa. unuunde principalele obiecte de dezvoltare, care mai târziu au presupus construcția de GDM pe scară largă.

Un obiect	bloc Bine	Categorie Rezervele Ulei	Profitabilitatea Conform rezultatelor		Necesitate Clădire 3D GDM.	Notă
Un obiect	bloc Bine	Categorie Rezervele Ulei	Analith-h. Calcule	sector Moder-j.	Necesitate Clădire 3D GDM.	Notă
PC 20.	50, 132	C 1 + C 2	✔	=	✔	Luarea în considerare a funcționării comune a obiectelor
PC 21.	50, 132	C 1 + C 2	✔	✔	✔	MICI H EF.N.
MX 1.	50, 132	Cu 1.	=	✘	✘	MICI H EF.N.
Mx 4.	50, 132	C 1 + C 2	=	✘	✘
Mx 4.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
MX 8-9.	50, 132	Cu 1.	✔	✔	✔
MX 8-9.	33	Cu 1.	✔	✔	✔
BU6 (1 + 2)	50, 132	C 1 + C 2	✔	✔	✔
BU6 (1 + 2)	33	Cu 1.	✔	✔	✔
BU 6 3.	50, 132	C 1 + C 2	✘	✘	✘
Bu 7.	33	C 1 + C 2	=	✔	✔
Bu 8.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
Bu 9.	41	Cu 1.	=	✘	✘	MICI H EF.N.
BU 10 1.	33	C 1 + C 2	✔	✔	✔
BU 10 2.	33	Cu 1.	✔	✔	✔
BU 10 2.	41	Cu 1.	✔	✔	✘	Sistem de dezvoltare electorală
BU 12 2.	50, 132	C 1 + C 2	=	✔	✘	MICI H EF.N.
BU 13 1.	38	Cu 1.	✔	✔	✔

Note. 1. h. EF.N - Grosime saturată de ulei eficient.
2. \u003d - Riscuri ridicate la dezvoltarea unui obiect.

Prezența hărților de tamplarie de grosime, permeabilitate și carduri saturate de ulei de grosime (gaz-saturat / ulei-saturat) vă permite să obțineți o cartelă a zonelor rentabile din toate tulburările luate în considerare și să o aplicați fără calcule pe modele pe scară largă. Un avantaj suplimentar al utilizării matricei modelelor sectoriale în comparație cu calculele la scară largă este rata de luare a deciziilor asupra fezabilității puțurilor de foraj după schimbarea structurii geologice a depozitelor.

Pentru o estimare detaliată a profilului producției și profitabilității obiectelor, a fost construită GDM 3D pe 10 straturi. Pe baza calculelor privind indicatorii GDM pe scară largă și de performanță tehnică și economică, se formează opțiuni de bază pentru dezvoltarea facilităților cu posibilitatea utilizării tehnologiei MZH și ORE. Apoi, optimizarea obiectelor pentru dezvoltarea obiectelor, luând în considerare zonele rentabile, care au fost acordate pe baza următoarelor date:

Indicatori economici de dezvoltare în funcție de rezultatele modelării sectoriale (dependența NPV de la FES);

Rezultatele unei analize a profilului de ulei / gaz / apă / apă la godeaua obținută pe GDM pe scară largă;

Prezența jumperilor de lut între gaz și ulei (contactați).

Un exemplu de optimizare a sistemului de dezvoltare prin variante pentru obiectul BU6 + 2 în zona de explorare SC. 33 Prezentat la smochin. 6..

Smochin. 6. Locația puțurilor pentru opțiunile de dezvoltare:
dar - mastering obiecte printr-un sistem de dezvoltare regulată;
b. - sistem de dezvoltare adaptabil, ținând cont de plasarea godeurilor în zonele rentabile;
în - Sistemul de dezvoltare electorală, ținând cont de plasarea puțurilor în zonele rentabile fără PPD

După creșterea zonelor rentabile, varianta de dezvoltare de bază a fost ajustată astfel încât godeurile să nu fie localizate în secțiuni neprofitabile ale depozitelor.

Indicatorii economici au fost calculați prin date inițiale specifice (discount 15%) și sunt prezentate ca un NPV pozitiv sau negativ.

Având în vedere definirea indicatorilor tehnici și economici de dezvoltare, acest obiect recomandă plasarea electorală a puțurilor fără PPD, deoarece cu un astfel de scenariu, valoarea maximă a NPV este îndeplinită.

În mod similar, toate obiectele au considerat optimizarea sistemelor de dezvoltare, ținând cont de prezența zonelor rentabile. La proiectarea dezvoltării depozitelor multidimensionale, sistemele multiple sunt importante pentru a evalua posibilitatea implementării tehnice a acestei tehnologii. Este necesar să se rezolve următoarele întrebări:

Capacitatea de a combina scopurile de proiectare a diferitelor obiecte într-un singur godeu multiplu;

Posibilitatea de a schimba obiectivele proiectului, care este asociată cu problemele implementării tehnice;

Proiectarea mai multor godeuri din platformele de fază 1 (obiectul PK1-3);

Simularea profilurilor de sondă și calculul implementării tehnice;

Selectarea și contabilizarea nivelului de finisare a unui multiple pe profilul său;

Alegerea puțurilor prioritare pentru puțurile pentru AOD;

Evaluarea costului puțurilor pentru diferite variante ale schemelor de dezvoltare și de răsturnare.

Lucrările pregătitoare înainte de modelare a fost determinarea lungimii maxime posibile a secțiunii orizontale pentru fiecare obiect în ceea ce privește forarea. Ca bază a calculelor, aceste ruginări preliminare a blocului 4 a obiectelor de MX și BU au fost luate.

Apoi, pentru a determina posibilitatea de a gălui trunchiuri orizontale de diferite lungimi, parametrii medii de pe profilul bine obținut în timpul răsturnării sunt adoptate. Prin simularea forajului cu o lungime diferită a secțiunii orizontale, restricții privind implementarea tehnică a forajului, posibilitatea transmiterii încărcăturii pe daltă. Clasificatorul pentru tehnologiile de foraj în funcție de lungimea secțiunii orizontale a trunchiului, este dat în masa. 2.. Acesta include o marcă de țeavă de găurit din oțel, o clasă de țevi, CNBK, un tip de soluție.

Plast	Medie Lungime de Barrel, M.	Medie Adâncimea Po. Vertical, M.	cameră Bine Pentru calcule	Clasificatorul tehnologiilor de foraj În funcție de lungimea HS, m
Plast	Medie Lungime de Barrel, M.	Medie Adâncimea Po. Vertical, M.	cameră Bine Pentru calcule	1200	1500	2000
BU 6 1 + 2	4053	2114	106	G; P; PC / RUS; Ruo.	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
Bu 7.	4251	2171	26	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Pliere 89 de instrumente
Bu 8.	3859	2220	7	G; P; PC / RUS; Ruo.	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.
BU 10 1.	4051	2269	1	G; P; PC / RUS; Ruo.	S; P; Rus; Ruo.	Pliere 89 de instrumente

Notă. G / s - brand de țeavă de foraj de oțel; P - clasa de țevi; PC / RUS - Sistem de control al motorului de fund / rotativ cu șurub; Ruo - scena de foraj pe o bază de hidrocarburi.

Prima etapă a muncii este crearea unui model pentru Bush și obținerea coordonatelor originale ale obiectivelor de bine. Modelul de aranjament a fost elaborat la proiectarea unui design de fază 1 al unui obiect PK1-3 - strat care se întinde la o adâncime superficială, a cărei caracteristică este o plasare densă a obiectivelor.

Conform rezultatelor studiilor și a restricțiilor topografice și de infrastructură, rezultatul final a fost poziția de proiectare ajustată a băuturilor de fază 1 Bush. Au fost efectuate lucrări suplimentare, ținând cont de legarea godeurilor de design noi la părțile de schimb ale fazei 1.

Obiectivele puțurilor de proiectare ale blocului 4 pentru fiecare godeu pentru fiecare obiect împreună cu propuneri de combinare a obiectivelor pentru diferite obiecte într-un singur godeu au fost identificate. Simularea schemei de rusting a fost efectuată în PC-ul specializat DSD Wellplanning.

Datorită necesității de a lega godeurile proiectului la margele de buzunar ale obiectului PK1-3, s-au efectuat profile de bine. La început, trunchiul principal a fost simulat, atunci o legare a trunchiurilor a doua a fost legată de principalul, adică. Combinând obiectivele într-un singur bine.

Deoarece există o variabilitate de legare a trunchiului principal la siturile de fază 1 Bush, lucrarea a fost efectuată printr-o modalitate iterativă de a asigura posibilitatea implementării tehnice și de minimizare a margelelor de-a lungul puțului.

În continuare, pe baza unor condiții preliminare geologice, au fost determinate izvoarele prioritare ale etapei ODR, inclusiv sondele de proiectare cu rezerve maxime detașabile și traiectoriile simple de bunuri.

Datorită abordării descrise în articol, abordarea privind alegerea grupurilor structurate integrate a sistemelor de dezvoltare a fost capabilă să implice aproximativ 80% din rezerve în amploarea următoarelor rezervoare, care au fost evaluate anterior ca obiecte neprofitabile independente.

Ca rezultat, acest complex de muncă a fost realizat pe trei opțiuni de dezvoltare (realiste, optimiste și pesimiste), fiecare dintre acestea fiind împărțită într-o altă reproducere cu construcția de puțuri de multiple și de izbucnirea izolată a țintelor de bine.

Conform rezultatelor modelării de fulgare, următoarele date obținute:

Coordonatele punctelor de sacrificare și intrarea în rezervor pentru fiecare scop, excluzând intersecția lor în procesul de foraj;

Parametrii profilului pentru fiecare godeu care descrie principalele caracteristici pentru a evalua designul și valoarea fiecărui godeu;

Rezultatele includerii pentru fiecare sit al puțului;

Procedura de introducere a godeurilor pe Busset pentru calcularea graficului profilului de intrare și producție.

Aceste date au fost utilizate pentru a calcula curbele de intrare a puțurilor, profilele de producție, justificarea mugurilor prioritare a AOD, evaluarea economică a opțiunilor de dezvoltare.

Indicatorii tehnici și economici pentru variantele considerate ale dezvoltării obiectelor bloc 4 sunt prezentate în masa. 3..

Parametri	Gs.	MZG. (2 ascensoare)	MZG. (1 lift)
Numărul de sonde pentru foraj, inclusiv:	61	50	50
minerit	42	34	34
injecţie	19	16	16
Capital Investments, SL. Ud.	2055	1733	1715
NPV (reducere 10%), SL. Unități.	1724	2082	2053
Pi.	9	2,3	2,3
NPV (reducere 10%), SL. Unități.	1185	1524	1507
Pi.	1,6	2,0	2,0

Notă. Perioada de dezvoltare a proiectelor - 2017-2053.

Rezultatele activității desfășurate ținând cont de riscurile de foraj al puțurilor sunt determinarea zonelor AOD în zonele rentabile în dezvoltarea atât a GS, cât și a MZHS utilizând tehnologia ORE și implementarea programului de lucru de cercetare . Conceptul oferă, de asemenea, optimizarea cablurilor de la platformele proiectate ale Bush ale obiectului principal de mai sus al PC1-3. La începutul unei dezvoltări la scară largă sau AOD în cazul unei modificări a structurii geologice a depozitului, abordarea propusă pentru stabilirea zonelor rentabile face posibilă ajustarea strategiei de rupere a depozitelor multidimensionale fără a reconstrui scară modele geologice și hidrodinamice. În plus, rezultatele tehnicilor analitice și modelarea sectorială fac posibilă găsirea unor soluții optime atunci când modifică indicatorii economici inițiali, inclusiv costul investițiilor de capital în forarea bine.

Concluzii

1. Datorită abordării descrise în articol, abordarea la alegerea grupurilor structurate integrate de sisteme de dezvoltare a reușit să implice aproximativ 80% din rezervele în formarea eficientă din punct de vedere al costurilor, care au fost evaluate anterior ca obiecte neprofitabile independente.

2. Ca parte a conceptului de dezvoltare a blocurilor de bloc 4, a fost efectuată clasarea formării, au fost identificate obiecte de dezvoltare prioritară, precum și obiecte de admitere.

3. Pentru zonele, depozitele pure de petrol conform formării blocului 4 sunt oferite la testarea scenei AOD a tehnologiilor utilizând GS, MZGS, ORE și rezervor hidraulic multi-accident vascular cerebral, pentru zonele de jonglerie de apă.

Bibliografie

1. SCHEMA TEHNOLOGICĂ PENTRU DEZVOLTAREA DOMENIULUI DE CONDENSITATE ONLSSMSKY EAST MASSMSKY: Raport privind cercetarea în 3 t. / CJSC Messoyakhantegaz, LLC Gazpromneft-Development, OOO Gazpromneft Center științific și tehnic. - Tyumen: 2014.

2. KRSAKOV V.A. Determinarea numărului optim de platforme Bush la proiectarea dezvoltării depozitelor // SPE 171299-UE. - 2014.

Autori Articole: A.S. Ospenko, i.v. Kovalenko, Ph.D., O.I. Elizarov, S.V. Tretyakov, A.A. Karachev, i.m. Centrul științific și tehnic al lui Nutkaliev Gazprom Neft (Gazpromneft LLC NTC)

Rezervele de petrol dificile (TIZ) - rezerve de depozit (depozite, obiecte de dezvoltare) sau părți ale depozitelor, diferă relativ nefavorabile pentru a extrage condițiile geologice de petrol și (sau) proprietăți fizice. Pentru producția de TIZ, sunt necesare costuri crescute ale materialelor, numerarului, forței de muncă, tehnologiilor neconvenționale, echipamentelor și reactivilor și materialelor deficite nemelicate.
Alte rezerve de ulei dificile (și anume: ulei de mare vâscos; ulei de la rezervoare cu ulei inițial de creștere redusă; ulei cu o presiune de saturație ridicată, aproape de presiunea inițială a rezervorului și nivelarea minimă a fântânii, mai mică decât presiunea de saturație; Podagazova ulei, subiacente Apa plantară; în cele din urmă, depozitele mici de ulei mici cu frontiere slab definite) necesită proiectarea proceselor complexe combinate de extracție a uleiului: un sistem adaptiv de dezvoltare, injecție selectivă a agentului de atribuire, combinații de injectare staționară, injecție de injecție, îmbunătățită Inundații, încălzirea polimerului, fabrica de gaze și injectarea transportatorului de căldură; Odată cu utilizarea perforării profunde, pauzele hidraulice ale rezervoarelor, diferite combinații de puțuri verticale, blânde și orizontale, precum și godeuri bine hrănite, diferite asociații de straturi de ulei în obiecte operaționale.
Creșterea rezervelor de petrol dificile din țară face o problemă deosebit de relevantă de a crea și aplica noi tehnologii eficiente pentru condițiile geologice și fizice relevante, utilizarea unor metode mai avansate pentru simularea și dezvoltarea lor.
Dezvoltarea rezervelor de ulei greu de îndepărtat cu sisteme GS permite de la 2 la 3 ori pentru a reduce numărul de puțuri necesare pentru rezerve.
Majoritatea depozitelor conțin rezerve dificile de petrol (condiții geologice nefavorabile de petrol sau proprietățile sale), pentru extragerea costurilor crescute ale resurselor materiale și financiare, a forței de muncă, a tehnologiilor neconvenționale, a echipamentelor și a reactivilor și a materialelor și a materialelor și a reactivilor deficitului.
Pentru a spori dezvoltarea rezervelor de petrol curat greu de la straturile intermediare ale stratului de cărbune din Piața Novykhazinskaya din NGDU Yuzarlanneft în 1984, focul de expunere au fost organizate pe site-ul operațional IX. Tehnologia acestei specii din fabrică a fost aceea că aporturile de apă au fost aranjate pentru selectarea apei din plastic mineralizate din acviferul rezervorului C-VI. Această apă cu o pompă centrat electric este în prezent pompată în godeuri de descărcare.
În formarea cu rezerve dificile de ulei, se observă un mecanism extrem de complex de deplasare, asociat cu influența simultană a multor factori, cum ar fi fenomenele capilare, forțele vâscoase, tranzițiile de fază în combinație cu neomogenitate stratificată.
Dezvoltarea obiectelor cu rezerve dificile de petrol va afecta cu siguranță atât indicatorii tehnici cât și economici de dezvoltare.
Deși rolul și importanța rezervelor dificile de petrol în balanța generală a producției de petrol în țară în viitor vor crește, nivelurile absolute de producție de petrol în viitorul previzibil vor fi în continuare determinate de dezvoltarea cărora se efectuează folosind metodele de plantare în diferite modificări și combinații.
Rusia are miliarde de tone de rezerve dificile de petrol, deja explorate, dar nu au intrat încă în dezvoltarea industrială.
În legătură cu creșterea ponderii rezervelor de petrol dificile în țară, problema îmbunătățirii eficienței exploatării sondei în depozitele uleiurilor annoron (abnormal-vâscoase) devine în mod deosebit relevantă. În dezvoltarea unor astfel de depozite, funcționarea godeurilor este complicată de manifestarea anomaliei de vâscozitate și a mobilității petrolului, formarea sedimentelor de asfaltosmoloparafină, o intenție agresivă a produselor corozive și este însoțită de o scădere semnificativă a productivității productivității și preluării Wells. Succesul deciziei acestei probleme depinde în mare măsură de dezvoltarea și implementarea unor noi reactivi chimici și de compozițiile fluidelor tehnologice, fără excepție de procese de producție a petrolului, variind de la deschiderea rezervorului productiv și terminând cu conservarea sau lichidarea puțurilor . Lucrul în această direcție pentru mai mulți ani se desfășoară la Dezvoltarea și funcționarea câmpurilor de petrol și gaze ale Universității Tehnice de Stat din UFA sub conducere și în imediata participare a autorului raportului.
Câmpul penopozoic prezintă fezabilitatea introducerii de către intrările de petrol dificile în dezvoltarea activă prin aplicarea celor mai recente tehnici și tehnologii de umflare, a sistemului de dezvoltare, intensificarea producției de petrol și utilizarea metodelor de creștere a recuperării petrolului rezervoarelor.
Extragerea rezervelor reziduale sau recent introduse cu ulei de petrol este asociată cu complicații semnificative ale proceselor de dezvoltare a rezervoarelor, construcției și funcționării puțurilor.
În ultimii ani, ponderea rezervelor de petrol dificile concentrate în colectoare terifiante compatibile cu permeabilitate scăzută crește, în timpul dezvoltării căruia permeabilitatea scade și mai mult și apare caracteristicile de filtrare ale rezervoarelor productive. Deteriorarea proprietăților de filtrare a zonei de rezervor (PPP) este cauzată de pierderea diferitelor produse de reacție după injectarea reactivilor chimici, o creștere a saturației apei a rocilor și o scădere a permeabilității în fază pentru ulei. Prin urmare, una dintre sarcinile principale din producția de petrol din aceste straturi este restaurarea și îmbunătățirea caracteristicilor de filtrare ale PPP.
În prezent, în dezvoltarea rezervelor dificile de petrol, oamenii de știință vizează crearea de tehnologii care să asigure o creștere a producției finale de rezerve de petrol prin îmbunătățirea rezervorului la impactul, care este confirmată de următoarele date.

Creșterea eficienței depozitelor cu rezerve de petrol dificile (TrIz) devine în prezent esențială pentru industria producătoare de petrol în legătură cu epuizarea stocurilor active în domenii foarte productive și scăderea producției acestora.
Rusia are rezerve uriașe de petrol mari. Prin justiție, starea acestor rezerve de petrol ar trebui să fie acordată dezvoltării celor care au o tehnologie eficientă. Nu există nicio îndoială că, la etapa inițială, trebuie să existe unele pauze de impozitare economică. Cu toate acestea, numai beneficiile fiscale nu se pot transforma într-o tehnologie eficientă, deoarece există prea multă diferență de productivitate în rezervoarele cu nivel scăzut și industrial. De exemplu, productivitatea rezervoarelor cu produse reduse sub eficiența minimă eficientă din punct de vedere al costurilor de 10 până la 30 de ori; Iar pauzele maxime de impozitare pot compensa scăderea productivității de două ori, respectiv, scăderea productivității la 5 până la 15 ori nu va rămâne compatibilă.
Se demonstrează că intensificarea substanțială a producției de rezerve de petrol cu \u200b\u200bcurățenie este posibilă numai atunci când se aplică noi mijloace tehnologice și tehnice, și anume crearea unor sisteme autonome rigide de inundații cu presiune diferențiată de injecție a apei, folosind structuri speciale de godeuri de la grad înalt Oțel, Hidrode individuale, BCN mici.
Mă întreb: ceea ce înțelegem sub rezervele dificile de petrol. Probabil, din punct de vedere fizic, aceste rezerve de petrol sunt destul de extrase1, dar ele sunt necontrolate din punct de vedere economic, deoarece costurile economice pentru extracția lor depășesc veniturile economice din implementarea lor, deoarece extracția lor este neprofitabilă din punct de vedere economic. Chiar dacă anulați complet impozitele cu privire la implementarea acestui petrol, având în vedere ponderea acestor impozite, este posibilă creșterea prețului de piață al Uleiului pentru utilizatorul subsolului de două ori. Desigur, la dezvoltarea rezervelor dificile de petrol, anumite beneficii fiscale sunt neapărat necesare, în special în perioada de dezvoltare inițială, cea mai riscantă. Dar pauzele fiscale nu reprezintă un mijloc radical, chiar și anularea completă a impozitelor și a costurilor pentru vânzarea petrolului produs nu rezolvă problema. O altă direcție ideologică este mai eficientă - este necesară crearea unei tehnologii fundamentale noi și de trei până la cinci ori și mai mult reduce costurile de extracție a acestui ulei.
Problema proiectării dezvoltării câmpurilor petroliere cu rezerve de petrol dificile, și anume rezervoarele de ulei de productivitate scăzută și ultra-afectivă, este necesitatea unor calcule destul de precise. Se știe că inexactitățile de calcul trebuie să compenseze rezervarea unei părți din productivitatea calculată. Și cu cât este mai mare inexactitatea, cu atât productivitatea calculată scade, de dragul fiabilității necesare de 90% a indicatorilor proiectului. Dar productivitatea estimată a rezervoarelor de petrol de productivitate scăzută și ultra-afectată este deja extrem de mică, pe marginea sau de marginea rentabilității economice, deci nu este necesară reducerea acesteia - este imposibil să o reducem în mod semnificativ. Prin urmare, calculele trebuie efectuate cu cea mai mare precizie posibilă.
Cu această tehnologie, nu sunt dezvoltate obiecte minore cu rezerve de petrol dificile.
Dar pentru a rezolva această problemă și rezervele de petrol greu de eliminat pentru a introduce în dezvoltarea eficientă industrială, nu este doar un nou sistem, nu doar un complex de metode noi, ci un astfel de sistem și un astfel de complex care să asigure economia economică necesară Rentabilitatea și mai târziu ar putea fi folosite de multe altele. Companiile producătoare de petrol.
Ca o caracteristică de clasificare a tehnologiilor pentru dezvoltarea rezervelor dificile de petrol, se poate adopta una dintre cele mai importante caracteristici, care definește zona sau natura locală a efectului asupra rezervorului productiv. În primul caz, expunerea este acoperită de o parte semnificativă a câmpului. În al doilea caz, zona de procedură a formării este procesată.
Unul dintre elementele unei tehnologii integrate extrem de eficiente pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat dezvoltate de specialiștii de specialiști tatneft și tatnipinefty este utilizarea pe scară largă a puțurilor orizontale orizontale și ramificate. Tatarstanul a gătit 146 de puțuri orizontale, dintre care 122 au fost stăpânite, acționate sau puse în funcțiune. Debitul mediu al godeurilor orizontale este de 6 5 tone / zi, care depășește debitul godeurilor verticale din jur de 2 ori. 748 mii tone de ulei au fost produse de puțuri orizontale.
Câmpul petrolier al penopolului se referă la obiecte cu rezerve dificile de ulei. Detectarea industrială a uleiului a fost găsită în sedimentele sistemului de cărbune. Deficiențele în structura depozitelor de carbon mai mici reprezintă dezvoltarea pe scară largă a tăieturilor de eroziune a celor patru tipuri de canale.
Astfel, în prezentarea noastră, criteriul de alocare a rezervelor dificile de petrol într-un rezervor separat de ulei ar trebui să fie coeficientul mediu de productivitate pentru puțuri, forate pe acest strat.
Specializată în îmbunătățirea tehnologiilor de implicare în dezvoltarea rezervelor de ulei greu de îndepărtat pentru a crește coeficientul de recuperare a uleiului a formării.
Sistemul inovator de dezvoltare a câmpurilor petroliere cu rezerve dificile de petrol, propus de JSC RITEK, prevede o optimizare cuprinzătoare a procesului de producție a petrolului. Acest sistem este în mod constant îmbunătățit, ținând seama de realizările științei și tehnologiei și este practic realizată pe câmpurile petroliere ale JSC Ritik din Tatarstan și Siberia de Vest.
Sistemul inovator de dezvoltare a câmpurilor petroliere cu rezerve dificile de petrol, propus de JSC RITEK, prevede o optimizare cuprinzătoare a procesului de producție a petrolului.
În câmpurile foarte productive există straturi și splay, conținând rezerve dificile de ulei.

Compania de combustibil și energie inovatoare din Rusia (RITEK) este angajată în dezvoltarea rezervelor dificile de petrol și astfel rezolvă cea mai importantă problemă a clasei rusești și mondiale. Faptul este că în Rusia și în jurul lumii există rezerve uriașe de petrol, calculate de mai multe sute de milioane de tone, în rezervoarele joase și ultra-afectate. Mai mult, aceste rezerve au fost deschise pentru o lungă perioadă de timp, cu 20-30 sau mai mulți ani în urmă, dar nu au fost introduse în dezvoltare, deoarece cu sisteme de dezvoltare standard, utilizate în mod obișnuit, este neprofitabilă din punct de vedere economic, care distruge economic chiar și pentru companii bogate și state.
Colecția abordează, de asemenea, problemele unei evaluări tehnice și economice a eficienței dezvoltării rezervelor dificile de petrol la proiectarea și implementarea tehnologiilor de expunere.
Astfel, este justificată aici: ca criteriu pentru alocarea rezervelor dificile de petrol, ar trebui să se utilizeze coeficientul mediu de productivitate minimă pentru puțurile de puțuri forate pe stratul de ulei considerat.
Apoi, cel puțin trebuie să enumerați pe scurt tehnologiile oferite de noi de dezvoltarea rezervelor dificile de petrol, dar nu sunt greu de recuperat nu de caracteristica principală a productivității extrem de scăzute a formării, ci în conformitate cu alte caracteristici.
În prezent, o atenție deosebită este acordată implicării în dezvoltarea activă a rezervelor dificile de petrol. Toate câmpurile sunt rezolvate în sarcinile intensificării și, în unele cazuri de sprijin științific și de producție pentru dezvoltarea depozitelor de ulei de carbon mai mici și devoni cu colectoare de carbonat.
Cartea acoperă principalele caracteristici ale structurii geologice a depozitelor de petrol cu \u200b\u200brezervele dificile de petrol din Bashkortostan, prezintă rezultatele lucrărilor experimentale, pilot și de teren pe îmbunătățirea tehnologiilor pentru dezvoltarea acestor depozite.
Potrivit evaluării autorilor721, în rezervoarele de carbonat în domeniile PROSHE-URAHARAIYA, rezervele dificile de petrol au fost până la 1988 3 4 asupra volumului bilanțului rezidual.
Conducerea AOZT TatneftetitDach Lucrări la produsele de petrol relativ inhibă rezervele dificile de petrol din lucrare. Necesitatea de a aplica tehnologii și evenimente speciale necesită costuri semnificative. În virtutea specificității sale, utilizarea tehnologiilor PNP are un mecanism costisitor. Lucrările se desfășoară pe punctul de vedere al costului. Costul producției de petrol cu \u200b\u200butilizarea lor este de aproximativ 1 5 ori mai mare decât costul uleiului produs fără utilizarea metodelor PNP.
Conform evaluării autorilor721, în colectorii de carbonat în domeniile PROSHE-ULYA, rezervele dificile de petrol au fost până în 1988 3/4 din volumul bilanțului rezidual.
Colecția prezintă cercetări pentru a rezolva unele probleme de dezvoltare a depozitelor cu rezerve de petrol dificile.
Pentru a îmbunătăți eficiența dezvoltării câmpurilor petroliere și în special a obiectelor cu rezerve dificile de petrol, este necesar să se îmbunătățească în mod semnificativ utilizarea unei fundamente de funcționare. În această privință, Big Nadezhda este însărcinată cu Decretul Guvernului Federației Ruse din 1 noiembrie 1999 nr. 1213 privind măsurile de combatere a controlului inactiv și conservarea sondelor asupra domeniilor petroliere și a deciziilor Cabinetului de Miniștri al Republicii Belarus la data de 15 februarie 2000 nr. 38 privind măsurile la punerea în funcțiune a godeurilor inactive de control și conservare asupra domeniilor petroliere ale Republicii Belarus, organizațiile care eliberează petrol și gaze în Republica Bashkortostan, din plăți regulate pentru producția de petrol și gaze și deducerile pentru reproducerea bazei de resurse minerale pentru ulei și gaze frecvente de la godeurile inactive, de control și godeuri care au fost în conservare începând cu 1 ianuarie 1999, cu excepția noilor godeuri care așteaptă dezvoltarea după foraj.
Fluidul de foraj complicat este conceput pentru forarea și deschiderea orizonturilor productive cu rezerve de ulei dificile reprezentate de transferul de roci de nisip-aeurito-argilă în groapă de carbonat.
Sarcina strategică de realizare a nivelului tehnologic global este rezolvată, ceea ce va asigura dezvoltarea eficientă a rezervelor dificile de petrol, creșterea noilor rezerve extrem de productive, minimizarea costurilor de producție, extinderea participării la proiectele internaționale.
Modificări ale cota de godeuri forate suplimentar și producția de petrol de la acestea de către Horizons D0 și AI Romashkinskoye depozit.
Acest lucru poate fi explicat prin faptul că acestea sunt pictate în principal în scopul selectării rezervelor dificile de petrol.
Acest lucru determină necesitatea creării unor metode mai avansate pentru depozitele cu rezerve dificile de petrol.
Tehnologia utilizării unui sistem dispersat de fibre este un nou mijloc promițător de creștere a recuperării de ulei a rezervoarelor neomogene cu rezerve de ulei dificile / / NTZ Oilfields.
Tabelul 5.3 este dat cantitativ (pronunțat în% din stocurile recuperabile) Evaluarea rezervelor dificile de petrol în aceste domenii. O analiză a particularităților structurii geologice a depozitelor de petrol arată: Depozitele se disting printr-o structură geologică complexă și se caracterizează printr-o gamă largă de valori ale parametrilor geologici și fizici. Tabelul 5.3 arată că majoritatea straturilor conțin o cantitate semnificativă de rezerve dificile de ulei. Acest lucru se explică prin faptul că depozitele de petrol sunt caracterizate printr-o neomogenitate cu zonală ridicată, de leinzidă și strat de strat de formare a formării. Analiza dezvoltării acestor depozite arată că sunt produse cititele și secțiunile de formare predominant de înaltă performanță.

Uleiul este una dintre principalele resurse necesare pentru o persoană. Pentru multe milenii, omenirea folosește ulei în diferite domenii de activitate. Și, în ciuda faptului că oamenii de știință lucrează neobosit la dezvoltarea noilor tehnologii energetice, petrolul rămâne un produs indispensabil în domeniul energiei, în primul rând. Cu toate acestea, rezervele acestui "aur negru" sunt suficient de dispărute rapid. Aproape toate câmpurile gigantice au fost găsite și dezvoltate de mult timp, nu există practic nici o stânga. Este demn de remarcat faptul că de la începutul secolului actual, nu un singur câmp petrolier mare nu a fost încă găsit ca samotor, al-Gavar sau Prudo-Bay. Acest fapt este o dovadă că omenirea a cheltuit deja cea mai mare parte a depozitelor de petrol. În acest sens, problema producției de petrol în fiecare an devine din ce în ce mai acută și mai relevantă, în special pentru Federația Rusă, care, în ceea ce privește capacitatea sectorului său în zona de rafinare a petrolului între toate țările din lume se află pe locul trei trecând China și Statele Unite.

Astfel, autoritățile ruse depun toate eforturile pentru a menține volumul producției de petrol, menținând astfel influența statului pe piața mondială. Potrivit previziunilor analitice, în viitorul apropiat, conducerea în domeniul producției de petrol va merge în Canada, Brazilia și Statele Unite, ceea ce este dezamăgitor pentru Federația Rusă. Începând cu anul 2008, a existat o dinamică negativă în extragerea acestei resurse în țară. Potrivit Ministerului Energiei din 2010, producția de petrol din stat sa ridicat la 10,1 milioane de bar. Cu toate acestea, până în 2020, dacă nu se schimbă nimic, producția va scădea la 7,7 milioane de bari. Situația poate fi modificată numai prin adoptarea de măsuri fundamentale în politicile producției de petrol și a industriei de rafinare a petrolului. Cu toate acestea, aceste statistici și indicatori nu sunt dovezi că rezervele de petrol și sfârșitul. Acest lucru sugerează că acum cea mai mare parte este rezerva dificilă de petrol. Conform estimărilor Ministerului Energiei, numărul total al acestor depozite petroliere pe teritoriul Rusiei constituie o componentă de 5-6 miliarde de tone, care, în procentaj, este de 50-60% din total. Astfel, uleiul dificil este o soluție bună la această problemă, care constă în conservarea cantităților necesare de producție de petrol. Astfel, extracția uleiului greu de îndepărtat este o măsură forțată.

Rezervele de ulei nelegiuit se numesc depozite de ulei pentru care sunt caracterizate condițiile adverse pentru extragerea acestei resurse, precum și proprietățile fizice adverse. În plus, acest tip de depozite petroliere include, de asemenea, cele care sunt situate în zona de valabilitate, în câmpurile situate în stadiul de dezvoltare târzie, precum și petrolul extrem de vâscos. Un bun exemplu de producție de ulei mare vâscos este dezvoltarea unui câmp yamalo-german, care are caracteristici care contribuie la uleiul înghețat nu numai în frig, ci și la temperatura pozitivă.

Absolut toate depozitele de ulei greu de îndepărtat sunt împărțite în două categorii:

Depozitele caracterizate prin permeabilitatea scăzută a formării. Acestea includ nisipuri dense, plăci, retinuie Bazhenovsky;
Uleiuri mari vâscoase și dure - bitum naturale, nisipuri de ulei.

Este demn de remarcat faptul că uleiul aparținând primului grup în ceea ce privește caracteristicile sale de calitate este destul de comparabil cu acel ulei care este produs în mod tradițional.

Având în vedere dificultățile în timpul extragerii unui astfel de ulei, este de remarcat faptul că metodele obișnuite de dezvoltare a unor astfel de depozite vor fi ineficiente. În acest sens, se aplică tehnologii complet diferite care necesită costuri adecvate. Pe parcursul câtorva ani, experții studiază depozitele de petrol dificil și se dezvoltă adecvate și, în același timp, relativ bugetare, metode pentru producția sa.

Astfel, dezvoltarea rezervelor dificile de petrol prin metode tradiționale duce la faptul că este inițial o resursă din bine, merge bine, dar se dovedește rapid. Acest lucru se datorează faptului că producția de petrol în acest caz este efectuată dintr-o zonă mică, care atent adiacentă secțiunii perforate a puțului. În acest sens, forarea godeurilor verticale obișnuite nu dă rezultatul necesar. În acest caz, metodele ar trebui utilizate pentru a crește productivitatea bine. De regulă, ele vizează creșterea zonei de contact cu formarea, care are o saturație mare de ulei. Un astfel de efect poate fi realizat prin găurirea godeurilor cu o secțiune orizontală mare, precum și utilizarea metodei rezervorului de formare în mai multe locuri în același timp. Această metodă este adesea utilizată în extracția uleiului de șist. Cu toate acestea, pentru minerit, de exemplu, bitum natural sau ulei minor, această metodă va fi ineficientă.

Alegerea metodelor de producție a unor astfel de materii prime se bazează pe un astfel de parametru ca adâncimea de roci saturate cu ulei. Dacă depozitele sunt la o adâncime relativ mică, la câteva zeci de metri, se utilizează o metodă deschisă de exploatare minieră. În caz contrar, dacă adâncimea apariției este suficient de mare, apoi uleiul greu de îndepărtat este încălzit mai întâi de feribotul sub pământ, ceea ce vă permite să îl faceți mai lichid și să ridicați la suprafață. Producția de abur, care este ascunsă în puț, se desfășoară într-o cameră specială de cazane. Este demn de remarcat faptul că apar dificultăți folosind această metodă dacă adâncimea apariției de ulei dificil este puternic mare. Acest lucru se datorează faptului că, de-a lungul drumului, aburul își pierde temperatura, nu se încălzește uleiul după cum este necesar, datorită căruia vâscozitatea sa nu se schimbă după cum este necesar. Prin urmare, există o metodă de expunere la gazele de vapori, care nu este furnizată perechii din rezervor, iar chitanța sa este chiar la adâncimea dorită. Pentru a face acest lucru, instalați generatorul de abur direct în sacrificare. Reactivii speciali sunt furnizați generatorului de abur, când interacțiunea dintre care se distinge prin căldură, ceea ce contribuie la formarea de azot, dioxid de carbon și apă. Când dioxidul de carbon este dizolvat în ulei, acesta devine și mai puțin vâscos.

Astfel, merită remarcat faptul că uleiul dificil este o resursă importantă, a cărei extracție va permite să sprijine extragerea volumelor de petrol necesare. Cu toate acestea, pentru extracția sa, se aplică metode fundamentale diferite care diferă semnificativ diferă de producerea de petrol din depozitele tradiționale. Aceasta, la rândul său, implică bunuri financiare suplimentare. În acest sens, costul final al produsului de petrol dificil va fi de aproximativ 20 USD pe baril, în timp ce costul de 1 baril de ulei tradițional este de 3-7 dolari. Specialistul continuă să lucreze la noile tehnologii care să permită ulei greu de eliminat cu costuri minime.

Subiect: Perspective pentru dezvoltarea rezervelor dificile de către Republica și în Rusia ca întreg

Universitatea: Almetyevsky State Institute

Anul și orașul: Almetyevsk 2013

Introducere 3.

1. Perspective pentru TIZ. Utilizarea subsolului și dezvoltarea bazei de resurse în Republica Tadjikistan și în Rusia 4

2. Perspective pentru dezvoltarea industriei petroliere 9

3. Sprijin științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere cu rezervele dificile 13

Concluzie 22.

Lista de referințe 23

Introducere

Rezulta principală pentru menținerea nivelurilor de producție a petrolului în multe regiuni ale Federației Ruse în condiții moderne pentru dezvoltarea industriei este rezervele dificile de petrol (TIZ). Dacă la începutul anilor '60. Ponderea rezervelor dificile în soldul general al URSS / Rusia a fost de aproximativ 10%, apoi în anii '90. A depășit 50% și continuă să crească. Industria petrolieră a Tatarstanului 60 de ani de la deschiderea primului câmp de petrol industrial a supraviețuit creșterii, stabilizării de 7 ani cu nivelul de producție de peste 100 de milioane de tone / an, scăderea continuă ulterioară de peste 19 ani și apoi după un mic Creșterea (1995) a venit din nou perioada de stabilizare a producției de peste 25 de milioane de tone / an. Acest lucru a fost în mare parte rezultatul implementării unui număr de programe de recuperare a petrolului în instalațiile cu rezerve de petrol dificile. Acesta este motivul pentru care experiența multor ani de dezvoltare aici a depozitelor și rezervoarelor cu Tim și îmbunătățirea eficienței dezvoltării lor este foarte valoroasă.

Relevanța problemei. În situația economică din Rusia, problema îmbunătățirii eficienței rezervelor de petrol pentru rezervele petroliere privind aplicarea celor mai noi tehnologii pentru proiectarea, dezvoltarea și coordonarea domeniilor din vechile zone producătoare de petrol a dobândit o importanță deosebită. Stabilitatea nivelului de producție a petrolului în domeniile care au intrat în etapele finale de dezvoltare este determinată de utilizarea rațională a rezervelor dificile rămase. În esență, rezervele tuturor depozitelor la etapa de dezvoltare ulterioară sunt convertite în dificil de recuperat. Acum, aproximativ jumătate din uleiul produs în țară este asigurată de cele mai grele rezerve.

Scopul acestei lucrări este: un studiu al furnizării științifice a noilor tehnologii pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere cu rezerve dificile. Următoarele sarcini curg din obiectiv: să ia în considerare perspectivele de dezvoltare a producției de petrol în țară și dinamica rezervelor dificile de recuperare a petrolului depozitelor din Rusia.

Outlook de TIZ. Utilizarea subsolului și dezvoltarea bazei de resurse în Republica Tadjikistan și în Rusia

Pentru Rusia - țările cu potențial natural și al resurselor colosale - dezvoltarea relațiilor referitoare la furnizarea de drepturi de utilizare a subsolului și controlul asupra îndeplinirii condițiilor de furnizare a acestora, utilizarea relațiilor în procesul de subsol pentru a reglementa Spectrul mai larg al proceselor socio-economice sunt printre cele mai importante. În opinia noastră, în cursul reformelor economice desfășurate, caracterul complex al relațiilor în procesul de utilizare a subsolului, domeniul de aplicare al acțiunii lor nu este realizat și nu este utilizat în mod complet.

În Rusia, de mult timp (din 1994), creșterea materiilor prime de hidrocarburi nu sunt compensate pentru producția de petrol și gaze. Numai din 1994 până în 2000, exploatarea minieră a hidrocarburilor lichide a fost de aproximativ 700 milioane% din gaz - mai mult de 2,3 trilioane. m3. În anii următori, această întârziere sa intensificat. Deci, dacă pentru perioada 1997-2001 Creșterea rezervelor de petrol industriale, inclusiv a condensului de gaz, a oferit producția cu 86%, în 2002 - doar 64%, ajungând la 243 milioane de tone cu extracție de 421,4 milioane de tone. În plus, calitatea bazei de resurse este mai gravă. Proporția rezervelor dificile din Rusia a depășit 55%. Ponderea rezervelor, a cărei grad de producție este mai mare de 80%, depășește 25% din rezervele elaborate de companiile petroliere, iar ponderea rezervelor de rezervă de peste 70% este mai mare de 30%. Din 1991 până în 2001, în structura rezervelor recuperabile, numărul depozitelor mici a crescut cu 40%, în timp ce numărul unic și mare a scăzut cu mai mult de 20%. În general, 80% din depozitele de la soldul statului aparțin categoriei mici.

Cauzele starii nefavorabile a bazei materiilor prime sunt bine cunoscute specialiștilor în domeniu. Acestea sunt în mod drastic volumele reduse ale lucrărilor geologice și de explorare regionale privind petrol și gaz, datorită reducerii globale a fondurilor publice alocate acestor obiective și lipsei de motivație relevantă în companiile de petrol și gaze - utilizatorii subsolului și controlul slab al statului Asigurarea utilizării raționale a subsolului și eficiența dezvoltării depozitelor, precum și lipsa competențelor necesare privind reglementarea de stat a relațiilor de utilizare a subsolului în organele executive federale, realizând politici guvernamentale în producția de minerale combustibile. În plus, opacitatea, corupția, riscurile mari asociate, în special, cu capacitatea de a revoca licențele pentru resursele minerale de la utilizatorul subsolului, reducerea atractivității investiționale a acestei activități.

Până în 2002, regiunile au participat activ la investiția reproducerii bazei de resurse minerale. Investițiile lor în explorarea geologică de 2-3 ori au depășit volumul investițiilor federale. Chiar și în 2003, când bugetele regionale au fost practic lipsite de sursele de geologie de finanțare, aceștia în valoare de aproximativ aceeași sumă ca bugetul federal. Odată cu abolirea deducerilor pentru reproducerea bazei materiilor prime minerale, volumul de explorare în principalele regiuni producătoare de petrol din Rusia a scăzut cu 1,5-1,8 ori. În același timp, sa crezut că societățile miniere ar trebui să fie independent și în detrimentul propriilor fonduri pentru a efectua explorarea geologică și pentru a asigura creșterea rezervelor minerale. Cu toate acestea, stimulentele corespunzătoare ale utilizatorilor subsolului nu au primit. În consecință, legislația ar trebui să stimuleze această activitate importantă importantă.

Mecanismul de piață stabilit pentru gestionarea economiei fără punerea în aplicare a măsurilor de reglementare de stat de utilizare a subsolului nu oferă o soluție cuprinzătoare la sarcinile strategice de utilizare a bazei de resurse minerale. Ca rezultat, a existat o întârziere pe termen lung în lucrările regionale, atât în \u200b\u200bcele mai importante regiuni producătoare de petrol, cât și în cele mai importante provincii promițătoare de petrol și gaze. În esență, timpul de pregătire a unor noi regiuni pentru a desfășura lucrări de căutare și evaluare la scară largă și în viitor și la pregătirea rezervelor industriale de hidrocarburi.

Când intensificați limita de producție a uleiului în regiunile vechi, aproape nimic nu se face pentru a se pregăti pentru schimbarea lor. Puteți critica într-un fel sistemul de planificare sovietică, dar a luat întotdeauna în considerare perspectiva. A fost tradiția dezvoltării bazei de resurse minerale a țării.

În legătură cu următoarele cât mai curând posibil, ar trebui să se efectueze lucrări asupra studiului noilor regiuni care să asigure stabilizarea situației din acest domeniu. Mai mult, astfel de regiuni din țară încă mai au: În primul rând, Siberia caspică, estică, rafturile la marginea mărilor. Delegația în rezolvarea acestei sarcini cele mai importante poate duce la pierderea resurselor naționale de combustibil și energie. Cu toate acestea, decizia reușită a acestei probleme este imposibilă fără a adopta noi legi care ar fi stimulat ieșirea utilizatorilor subsol în aceste regiuni.

În general, sistemul de administrare a statului de utilizare a subsolului ar trebui să se bazeze pe baza intereselor strategice ale statului ca atare și subiecții Federației Ruse, ținând seama de interesele economice ale entităților economice. Pentru asta aveți nevoie:

Să efectueze o monitorizare reală a tuturor licențelor emise și întregul sistem de subsol de licențiere;

Să elaboreze o strategie generală pentru gestionarea utilizării subsolului, cu accentul pe formarea procedurilor și principiilor de obiecare a utilizărilor subsolului;

Furnizați un regim fiscal stabil pentru utilizarea subsolului, pentru a nu schimba (fără necesitate) legile și regulile existente.

Baza de resurse a țării ar trebui să se dezvolte în cadrul schemei extinse de reproducere. Declarații privind rezervele din societățile rusești și propuneri de introducere a sancțiunilor economice asupra stocurilor care depășesc opt - nouă ani de securitate, eronate, de fapt și sunt periculoase pentru dezvoltarea economică a țării.

Perspective pentru dezvoltarea producției de petrol.

Nivelurile prospective de producție de petrol din Rusia vor fi determinate în principal de următorii factori: cererea de combustibili lichizi și nivelul prețurilor mondiale pentru aceasta, dezvoltarea infrastructurii de transport, condițiile fiscale și realizările științifice și tehnice în explorare la dezvoltarea depozitelor , precum și calitatea bazei de materii prime explorate.

Volumele de perspectivă ale producției de petrol din Rusia vor diferi în mod semnificativ, în funcție de o variantă a dezvoltării socio-economice a țării. Cu o combinație de condiții și factori interni și externi favorabili (opțiuni optimiste și favorabile de dezvoltare), producția de petrol din Rusia poate ajunge la aproximativ 460-470 milioane de tone. În 2010 și crește la 500-520 milioane de tone. Până în 2020, cu condiții externe și interne, formând o versiune moderată a dezvoltării socio-economice a țării, producția de petrol este proiectată semnificativ mai mică - până la 450 de milioane de tone. În 2010 și Până la 460 de milioane de tone. În 2020, în versiunea critică, producția de petrol poate continua numai în următorii 1-2 ani, iar scăderea extracției este de așteptat: până la 360 de milioane de tone. Până la 2010 și până la 315 milioane de tone. De 2020.

Producția de petrol va fi efectuată și se va dezvolta în Rusia atât în \u200b\u200bzonele tradiționale de producție a petrolului, cum ar fi Siberia de Vest, regiunea Volga, Caucazul de Nord și în noile provincii de petrol și gaze din Europa Nord (regiunea Timano-Pechora), în Siberia de Est și Orientul Îndepărtat, sudul Rusiei (provincia Caspică de Nord).

Principala bază de date petrolieră a țării pentru întreaga perioadă analizată va rămâne petrolul din vestul Siberiei și provincia Gas. Producția de petrol în regiune va crește până în 2010 în toate opțiunile, cu excepția critice și apoi scăzând oarecum și va fi oarecum în 2020. 290-315 milioane de tone. În cadrul versiunii critice, dezvoltarea depozitelor cu dificultate -Removează rezervele vor deveni un nivel scăzut profitabil, ceea ce va duce la o mărfuri semnificative de producție în regiune.

În provincia Volga-Ural și în Caucazul de Nord, producția de petrol va cădea, datorită epuizării bazei materiilor prime. În opțiunile moderate și critice, mineritul din aceste regiuni va scădea mai intens.

În general, în partea europeană a Rusiei, producția de petrol (inclusiv rafturile) va scădea și va fi de 90-100 milioane de tone până în 2020. (Împotriva a 110 milioane de tone 2002).

Pe baza calității moderne și proiectate a industriei de bază a materiilor prime, este necesar:

Intensificarea semnificativă a exploatării geologice pentru a asigura creșterea necesară a mineritului de la depozitele nedeschise (programul de stat al subsolului de licențiere ar trebui, ținând seama de riscurile probabile pentru a asigura realizarea dezvoltării durabile a industriei de explorare geologică și a investițiilor în ele);

O creștere a coeficienților de recuperare a petrolului pentru a crește potențialul recuperabil și a producției actuale de depozite dezvoltate.

2 perspective pentru dezvoltarea industriei petroliere

Republica Tatarstan este cea mai veche zonă producătoare de petrol a țării. Există factori pozitivi care permit optimist să evalueze perspectivele pentru pregătirea noilor rezerve în zonele vechi de producție a petrolului.

Practica arată că resursele și evaluarea prognozată ca fiind studiate în mod continuu crește Republica Tatarstan. Confirmarea clasică a acestui lucru. În Tatarstan, de-a lungul anilor reformelor pieței, a existat o reproducere extinsă a rezervelor de petrol împotriva a 20-50% în anii precedenți. Furnizarea de rezerve dovedite de producție curentă în timpul creșterii sale continue a crescut și este în prezent mai mare decât în \u200b\u200bțară. Republica revine în mod regulat resursele de petrol prognozate. Ca urmare, resursele totale inițiale (recuperabile) au crescut cu 21% în ultimul deceniu. Resursele recuperabile incchetate sunt estimate mai mari de 30 de ani în urmă. Pe măsură ce studiați, ei vor crește. Reevaluarea continuă a resurselor de prognoză, care se desfășoară o dată la 5 ani. De regulă, fiecare reevaluare a resurselor de prognoză conduce la creșterea lor.

În al doilea rând, la evaluarea resurselor, coeficientul de extracție a uleiului (kin) este de obicei luat ca fiind de 30-35%. Se presupune că, cu tehnologiile dezvoltate în adâncimi după extragerea rezervelor recuperabile, va rămâne mai mult mai mult ulei, care va fi produs până la sfârșitul dezvoltării depozitelor.

Deși Republica Tatarstan se caracterizează printr-o reproducere ridicată a subsolului, de-a lungul anilor reformelor pieței, reproducerea rezervelor în resturi s-a îmbunătățit și comparată cu media rusă cu mai favorabilă. Cu toate acestea, în volumul total al rezervelor, în detrimentul noilor descoperiri au scăzut de la 49,2 la 13% / an. În ciuda siguranței suficiente a rezervelor de petrol în strategie, se acordă o atenție deosebită pregătirii de noi stocuri. Acest lucru se datorează proporției mari de rezerve de petrol dificile de 80%. Strategia de reproducere a reproducerii rezervelor pe termen lung în zonele de petrol vechi ar trebui să includă lucrări în trei direcții:

Studiu suplimentar și depunerea depozitelor de petrol în siturile tradiționale de informații (Devon și depozitele de carbon).

Lucrări la scară largă la creșterea Kin, care poate fi o nouă direcție cea mai importantă de creștere a bazei de resurse a zonelor vechi de producție de ulei.

Studiu geologic al conținutului de petrol și gaz al obiectelor netradiționale ale rocilor adânci de adâncime ale fundației cristaline și sedimentelor sedimentare ale vectorilor, bitum bituminos Perm.

În prezent, 28 de companii mici petroliere operează în industria petrolieră a Republicii Tatarstan, producția de petrol pe care este de la 10 mii la 500 mii tone / an. În cea mai mare parte, aceste companii au fost create pe baza decretului președintelui Tatarstanului cu privire la o creștere a producției de petrol în 1997-1998. În mod competitiv, au fost transferate 67 de depozite petroliere și, în principal, cu rezerve dificile care conțin petrol ridicat, majoritatea fiind deschise acum 15-30 de ani. Crearea de noi companii petroliere a schimbat fundamental situația cu producția de petrol în Republica. Au apărut noi tehnologii inovatoare, concurență, noi munte și metode de producție. În 2004, mai mult de 4,8 milioane de tone au fost exploatate în companii mici. În anii următori, se planifică să aducă producția de petrol asupra tuturor companiilor petroliere independente la 8 milioane de tone / an.

Experiența dezvoltării industriei petroliere a Tatarstanului a arătat următoarele

Optimizarea condițiilor pentru utilizarea subsolului și a impozitării este cheia soluționării problemei marinei și asigurarea nevoilor țării în petrol și gaze,

Stimularea fiscală și impozitarea diferențiată a producției de petrol în funcție de condițiile miniere și geologice și rezervele de epuizare pot fi reglementate și administrate fără corupție;

Legea actuală "pe subsol" permite diferențierea NPPI, pentru a stimula dezvoltarea depozitelor "vechi" și epuizate;

Dacă vă referiți cu atenție la adâncimi și piețe, ele dispun la nivelul subiecților Federației, atunci există oportunități extraordinare pentru mai multe

Pentru a pune în aplicare cu succes strategia de dezvoltare a complexului petrolier și gaze a Republicii Tatarstan, este necesar să se creeze condiții favorabile care să asigure creșterea necesară a rezervelor și petrolului, care este posibil ca urmare a adoptării unui a Legea mai avansată "pe subsol", a cărei proiect este în discuție.

Pentru implementarea cu succes a Strategiei Energetice a Republicii Tatarstan până în 2020, este necesar să se creeze condiții normale pentru dezvoltarea industriei petroliere. În acest scop, rezultă:

Salvați mecanismul de utilizare a subsolului curent - gestionarea în comun a Federației și a entităților constitutive ale Federației Ruse privind eliberarea licențelor pe principiul "două chei": Federația Rusă și subiectul Federației Ruse;

Să asigure posibilitatea delegării unei părți a competențelor departamentului federal de utilizare a subsolului la nivel regional; Transferul către autoritățile regionale ale Autorității de a comanda depozite mici și mijlocii minerale utile cu rezerve de petrol extras la 30 de milioane de tone;

Introducerea impozitării diferențiate a dependenței de producție a petrolului față de condițiile miniere și geologice și geografice pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere și a calităților de mărfuri de petrol în profunzime;

Pentru a îmbunătăți eficacitatea dezvoltării subsolului, este necesar să se scrie atât forma competitivă, cât și cea de licitație a accesului la adâncimi, fiecare dintre ele are avantaje și dezavantaje și poate fi aplicată în funcție de condițiile specifice;

Pentru utilizarea rațională a resurselor subsolului, este necesar să se consolideze controlul statului asupra implementării prealabilităților convenite; Acest lucru este fezabil prin intermediul adăugării anuale la acordurile de licențiere în care sunt înregistrate niveluri anuale de producție, reproducerea rezervelor, volumul exploratorii și de foraj operațional; Acestea sunt luate din documentele de proiectare aprobate în maniera prescrisă și supraveghetorii autorului; controlul executării de către MPR al Federației Ruse; Experiența pozitivă este disponibilă în Republica Tatarstan;

În legea "pe subsol", este necesar să se acorde stimulente pentru marină ca urmare a anulare a plăților pentru desfășurarea hidrocarburilor la fondurile proprii ale utilizatorilor subsol, caracterul de aplicare a prezentării zonelor pentru industria petrolieră riscantă, Plata utilizatorilor subsolici ai costurilor istorice ale statului în adâncurile subsolului numai după ce proiectul este eliberat pentru returnarea și primirea suficientă Weeway, simplificând procedura de înregistrare a descoperirilor, finanțarea completă a cercetării geologice regionale și funcționale pe cheltuiala stat;

Pentru a aproba la nivel guvernamental "Normele de dezvoltare a domeniilor petroliere" și pentru utilizarea rațională a rezervelor de materii prime hidrocarbonate, Comisia de Stat cu privire la rezervele și prețurile Comisiei Minerale privind dezvoltarea depozitelor de combustie este utilă la subordonarea directă Guvernul Rusiei.

3. Sprijin științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere cu rezerve dificile

Ponderea rezervelor dificile în colectoarele cu permeabilitate scăzută, în zonele de podium și cu uleiuri vâscoase, continuă să crească și este acum aproximativ 60% (figura 3.1).

Din păcate, calitatea stocurilor reziduale se deteriorează, de asemenea, din cauza generării mai active a stocurilor active și active. În cazul în care rezervele active au fost dezvoltate de curentul în medie cu 75%, atunci greu-fi aruncat cu doar 35%.

Figura 3.1 - Dinamica recuperării de ulei greu de recuperat în Rusia

Din Figura 3.1, se poate observa că, cu o creștere a ponderii rezervelor dificile, coeficientul de proiect al recuperării petrolului a scăzut de mai mulți ani și numai în ultimii ani a început să crească ușor.

Aceste dependențe sunt ilustrate destul de luminos de tendința actuală pe termen lung în dezvoltarea câmpurilor petroliere - o schimbare negativă a structurii stocurilor timp de mulți ani, din păcate, nu a fost compensată prin îmbunătățirea tehnologiilor de recuperare a petrolului utilizate.

În unele cazuri, acest lucru sa datorat lipsei de soluții tehnologice pentru recuperarea eficientă a petrolului pentru anumite condiții geologice și fizice, care în ultimii ani au fost exacerbate de faptul că activitatea de cercetare relevantă a fost limitată. Cu toate acestea, noile tehnologii bine cunoscute nu sunt utilizate pentru utilizatorii subsolului. Motivul, de regulă, este că utilizarea lor este asociată cu costuri ridicate, în special în perioada inițială de dezvoltare a câmpului, iar utilizatorii subsolului evită adesea necesitatea utilizării. Speranțele de sosire a noilor tehnologii de recuperare a petrolului în legătură cu lucrarea pe câmpurile companiilor străine nu au fost pe deplin justificate.

Problema specială din țară este depozitele din fabrică - acum măsurarea medie impermeabilă a produselor produse este de aproximativ 86%.

Având în vedere că principala metodă de dezvoltare a depozitelor țării este o inundare, numărul de rezerve de ulei rezidual în straturile impermeabile va crește în mod constant. Pentru a maximiza aceste stocuri, este de asemenea necesar să se utilizeze tehnologii mai avansate.

Luând în considerare structura emergentă a stocurilor și a perspectivelor de dezvoltare, se poate argumenta că o creștere a recuperării petrolului de la rezervele hard-toxice, precum și rezervele în formațiunile rezervoarelor, poate fi susținută că un rol semnificativ în creșterea recuperabilă Trebuie redate rezervele țării.

Trebuie remarcat faptul că societățile internaționale de producție a petrolului acordă o atenție deosebită creșterii rezervelor recuperabile prin aplicarea de noi tehnologii de recuperare a petrolului: tehnologiile de recuperare a petrolului oferă de la 4 la 12% din creșterea rezervelor recuperabile.

Potrivit cercetătorilor străini estimări, recuperarea medie de petrol din lume este acum aproximativ 30%, în SUA - 39%, în timp ce recuperarea medie reală a petrolului în viitor este prevăzută în cantitatea de 50-60%.

Se pot distinge trei blocuri mari ale principalelor metode de dezvoltare a câmpurilor petroliere: regimul natural, metodele secundare și metodele terțiare (metode de creștere a recuperării petrolului).

Utilizarea pe scară largă a plantațiilor a făcut posibilă creșterea semnificativă a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării. Creșterea suplimentară a uleiului de recuperare a petrolului în fabrică în anumite condiții oferă așa-numitele metode hidrodinamice de expunere: un efect ciclic cu o variabilă de fluxuri de filtrare, tehnologia sistemică de implementare a operaților, godeuri orizontale, rezervoare hidraulice în sistemul de puț și altele.

În același timp, în conformitate cu majoritatea profesioniștilor, o creștere radicală a coeficientului mediu de recuperare a petrolului din țară, în special în rezervele dificile, poate fi realizat numai cu o creștere semnificativă a utilizării metodelor "terțiare": termică, gaze și chimice (A atins recuperarea uleiului 35 - 70%).

În același timp, metodele de creștere a recuperării de ulei sunt mult mai complexe, comparativ cu fabrica, procese bazate pe mecanismele de extracție suplimentară a uleiului din mediul poros. Tehnologiile acestor metode necesită atât o fundamentare științifică pre-aprofundată în ceea ce privește condițiile specifice, cât și sprijinul științific ulterior atunci când sunt aplicate utilizând mijloace noi și fundamentale noi de control și reglementare.

Toate acestea necesită costuri suplimentare. În același timp, investițiile reale privind crearea de noi tehnologii în companiile interne reprezintă un ordin de mărime mai mică decât în \u200b\u200bstrăinătate.

Cu toate acestea, experiența externă și internă mărturisește că complexitatea și costurile suplimentare sunt în cele din urmă compensate de o eficiență sporită.

Există informații pentru mai mult de 1500 de proiecte Moon din lume. Exploatarea anuală este estimată la 120-130 milioane de tone.

În SUA, la începutul anului 2010, au existat 194 de proiecte pentru a crește recuperarea petrolului. Din 1998, numărul acestora a scăzut într-o oarecare măsură din 1998, schimbând de la 199 în 1988., până la 143 - în 2004 și 194 - în 2010, dar, în timp ce consolidarea lor a avut loc. Producția totală de petrol în detrimentul acestor metode este de 34,4 milioane de tone / an. Este deosebit de important să rețineți că proporția producției de petrol prin metodele "terțiare" din producția totală în Statele Unite este de aproximativ 12%.

Având în vedere statul și perspectivele de utilizare a metodelor de creștere a recuperării petrolului, trebuie spus despre experiența internă a introducerii active a acestor metode în anii 80 din secolul trecut.

Impulsul pentru dezvoltarea problemei a fost un decret special al Guvernului Țării (1976), care a determinat volumul de producție suplimentară de petrol datorită utilizării metodelor "terțiare" de creștere a recuperării petrolului, precum și a volumului de problemele din țara necesare pentru acest material și mijloace tehnice. De asemenea, prevede stimularea economică a implementării lucrărilor industriale pilot de către întreprinderile producătoare de petrol. Pentru a concentra eforturile de rezolvare a acestei probleme, a fost creată complexul științific și tehnic intersectorial "Nefteotud". Structura organizatorică a complexului a oferit atât sprijin științific al problemei, cât și asigurarea punerii în aplicare a programului de muncă cu experiență.

Transferat la structura companiilor de servicii RNHTK ("Termneft", "Soyuzneftepromhim", "Soyuzneftetach", "Tatneftebitum") efectuate pe pescarii experimentați de întreprinderi producătoare de ulei și aer, gaz de hidrocarburi, instalarea echipamentelor speciale).

Pentru o perioadă relativ scurtă, producția suplimentară de petrol datorită metodelor "terțiare" a crescut la 11 milioane de tone / an. Sprijinul științific al problemei a fost realizat prin "Vniineft" cu furnizarea de finanțare adecvată.

Odată cu trecerea industriei petroliere la noul sistem de afaceri, au încetat mecanismele de stimulare a problemei creșterii recuperării petrolului, activitatea cercetării științifice a fost redusă semnificativ, utilizarea metodelor a început să scadă.

Acum, mineritul în detrimentul metodelor "terțiar" depășește ușor 1,5 milioane de tone / an. În ultimii ani, au fost lansate mai multe proiecte privind utilizarea metodelor de impact termic și gaze la câmpurile țării. În același timp, în opinia noastră, există mai degrabă o serie de probleme decât o comandă aplicată, a cărei studiu nu poate fi amânată dacă vom stabili scopul unei creșteri a dezvoltării stocurilor greu de recuperat în următorii ani . Printre aceste probleme:

Reglementarea circulației izvoarelor de soluții ale substanțelor chimice asupra rezervorului;

Reducerea adsorbției reactivilor chimici pe un mediu poros;

Crearea de compoziții de abordare a substanțelor chimice pentru condiții specifice ale rezervorului;

Reducerea intraflast a vâscozității uleiului de către agenți chimici;

Simularea proceselor de filtrare a diferitelor agenți de recuperare a uleiului;

Reglarea procesului de oxidare intra-bloc a petrolului;

Determinarea influenței proprietăților mediului poros și injectată în rezervorul de agenți de pe cinetica oxidării atunci când este injectat aerul de înaltă presiune;

Determinarea efectului temperaturii asupra proprietăților capilare ale mediului poros;

Determinarea efectului temperaturii asupra curbelor de permeabilitate în fază pentru diferite medii poroase;

Optimizarea agenților de gaz atunci când combinați injecția de gaz și apă;

Utilizarea sistemelor de spumare și a altor reactivi pentru a regla metodele fizico-chimice, termice și gaze;

Estimarea eficienței injectării de apă slabă-mineralizată în straturi, schimbând umezirea mediului poros;

Evaluarea eficacității metodelor de creștere a recuperării petrolului asupra datelor comerciale și a multor altele.

Volumele și nivelul de activitate privind utilizarea metodelor de creștere a recuperării petrolului și dezvoltarea stocurilor greu de recuperat corespund, din păcate, sprijinul științific actual.

Deși lipsa programelor federale și sectoriale pe această temă nu permite, în mod specific, să prezinte volumele de cercetare asupra metodelor individuale, dar indicatorii indirecți (în special în comparație cu companiile străine) sunt suficient de elocvente.

Astfel, conform rapoartelor, cheltuielile pentru activitățile de cercetare și dezvoltare în companiile de petrol și gaze străine la 6 - 10 ori mai mult decât în \u200b\u200bmarile companii rusești.

Figura 3.2 - Volumele de finanțare Niocar pe cercetător, mii de dolari.

Potrivit lui G.I. Shal, Shell petrecut în cercetare și dezvoltare în 2007 - 1,2 miliarde de dolari, în 2008 - 1,3 miliarde de dolari, în 2009 - 1 miliard de dolari. Costul tuturor companiilor de petrol rusesc împreună cu Gazprom pe cercetare și dezvoltare au fost de 250 de milioane de dolari în același an . Având în vedere cea mai largă prevedere științifică pentru crearea de noi tehnologii, observăm necesitatea de a participa la finanțarea acestuia atât a statului, cât și a afacerilor. Se poate observa (figura 3.2) că, în Rusia, finanțarea cercetării și dezvoltării este semnificativ mai mică decât în \u200b\u200balte țări - atât din partea statului, cât și în special, din partea afacerii.

Date interesante de brevetare în sectorul de petrol și gaze, care subliniază din nou dependența acestui indicator de la finanțarea cercetării și dezvoltării: numărul brevetelor înregistrate în societățile rusești este de zece ori mai mic decât în \u200b\u200bstrăină (figura 3.3).

Figura 3.3 - Numărul de brevete înregistrate cu companii de petrol și gaze, PC-uri.

Recent, au apărut un număr de factori încurajatori pentru posibilitatea dezvoltării accelerate a problemei de creștere a recuperării petrolului a rezervoarelor cu rezerve dificile. Preocuparea statului de exhaustivitate a recuperării petrolului la depozitele țării a fost exprimată de conducerea țării.

Deciziile Guvernului au fost adoptate pentru stimularea economică a dezvoltării depozitelor cu rezervele dificile:

Creșterea uleiului de vâscozitate (mai mult de 20 MPa.ssek);

Înalte (mai mult de 85%);

Cu straturi reduse de permeabilitate (1,5-2,0, 1,0-1,5; mai puțin de 1,0 μm 2,10 -3).

Din păcate, punerea în aplicare a documentelor adoptate îndeplinește o serie de dificultăți practice care sunt legate de necesitatea de a crea sisteme separate de colectare și de preparare a petrolului, ceea ce necesită costuri uneori considerabile. În ceea ce privește rezervoarele cu permeabilitate scăzută, versiunea prezentată a rezoluției necesită încă clarificări suplimentare, ambele în conformitate cu metoda de determinare a permeabilității (absolută sau relativă) și, precum și modul de realizare a unei astfel de acuratețe a diagnosticului de formare a uleiului pentru permeabilitate.

Atunci când se iau în considerare perspectivele de consolidare a sprijinului științific al industriei, se sugerează uneori să impună o soluție la problemele industriale privind companiile petroliere și centrele lor științifice. Ar trebui să se țină seama de faptul că centrele științifice și analitice s-au axat pe companiile petroliere sunt axate pe rezolvarea sarcinilor aplicate curente, în plus, practica globală arată că orice țară dezvoltată din punct de vedere economic are propria politică industrială, iar politica industrială este imposibilă fără știința sectorială organizată sistemic . Acest lucru se explică prin faptul că orizontul prognozei tehnologice ale corporației rareori depășește 7 - 10 ani, studiile fundamentale promite un rezultat rentabil în 20-30 de ani. În decalajul de douăzeci de ani, sistemul de știință aplicat (sectorial) și academic este de lucru - este în acest decalaj temporar că liniile directoare sunt stabilite pentru inovațiile descoperite transmise în următorul pas în C & D Nio-Corporate diviziuni.

Se cunosc, de asemenea, că se cunosc concentrația științei petrolului în universitățile educaționale, deoarece parțial este practicat într-o serie de țări străine. Cu toate acestea, este necesar să se țină seama de faptul că universitățile interne nu au încă baza științifică și tehnică și de personal necesară, precum și cel mai important, experiența cercetării aplicate, care este creată de mulți ani de efort.

Prin urmare, se pare că perspectivele de creștere a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării și utilizarea Lunii sunt legate de necesitatea de a revigora sistemul de furnizare științifică a acestei probleme pe baza unui complex de sectorial și educațional instituții cu implicarea institutelor din Rusia.

În general, este posibilă formularea sugestiilor pentru revitalizarea lucrărilor privind crearea de noi tehnologii pentru dezvoltarea rezervelor dificile de petrol:

Reglementarea statului a problemei;

Concentrarea eforturilor științifice, metodologice și tehnologice bazate pe programe științifice și tehnice;

Crearea de centre științifice bazate pe instituții și universități din industrie;

Sprijin organizațional și financiar al problemei pe baza programelor de stat ale lucrărilor experimentate și de cercetare, licențiere și documente de proiect;

Programe comune (bazine) ale companiilor petroliere privind studiul și testul lunii;

Sprijin științific al muncii experimentate.

În opinia mea, punerea în aplicare a acestor propuneri va permite 2025 rezervele recuperabile ale țării să crească cu 2-4 miliarde de tone cu mineritul suplimentar anual: 30 - 60 milioane tone / an.

Concluzie

Problemele de dezvoltare a rezervelor de petrol greu de recuperat sunt asociate cu problema creșterii coeficientului de recuperare a petrolului. În ultimii 25 de ani, Kin din Rusia a scăzut de la 42 la 27-28%, în timp ce în Statele Unite, în aceeași perioadă, Kin a crescut de la 32 la 40%, deși structura rezervelor de petrol există inițial mai rău. Această tendință periculoasă este asociată cu două motive. În primul rând, rezervele greu de recuperat sunt deja mai mari de 50% din rezervele ruse de ulei și când lucrează, Kin este întotdeauna mai mic. În al doilea rând, proiectele aprobate pentru dezvoltarea principalelor domenii ale Rusiei prevăd faptarea tradițională a depozitelor cu o caracteristică scăzută a lui Kin și nu folosirea tehnologiilor moderne pentru creșterea recuperării petrolului. Eficacitatea acestor tehnologii este evidențiată de experiența SUA, unde, în ciuda subsolului epuizat, mai mult de 30 de milioane de tone de petrol sunt produse anual din tehnologii inovatoare. Dar în Rusia, la cel mai vechi câmp Romaskinsky din Tatarstan, datorită utilizării acestor metode, creșterea anuală a volumului producției este de 1,5 milioane de tone. Din păcate, acesta este singurul exemplu din Rusia.

Creșterea rezervelor de petrol, în special în ultimii ani, este de 2 ori mai mare decât producția sa. Noi companii petroliere independente create în Tatarstan 24 au oferit deja o intrare accelerată în dezvoltarea a 36 de domenii petroliere. Toate companiile petroliere (fără OJSC Tatneft) vor fi produse în următorii 8 - 8,5 milioane de tone / an. Cea mai mare companie de petrol - OJSC Tatneft, din punct de vedere al producției anuale, care face parte din cele mai mari companii de petrol din Rusia, iar printre cele 30 de companii de petrol din lume oferă până la 40% din bugetul Republicii Tatarstan. Pentru aproximativ 2,7 miliarde de tone de petrol de la începutul dezvoltării domeniilor Tatarstan, compania a stabilizat producția de petrol, asigurând creșterea creșterii rezervelor peste minerit de 2 ori. În prezent, mai mult de 40% din petrolurile din câmpurile Tatastan sunt exploatate de introducerea tehnologiilor și metodelor moderne de creștere a recuperării de ulei a formării. Nu este o coincidență faptul că valorile mobiliare ale OJSC Tatneft sunt enumerate pe prestigiosul turneu din Londra și New York.

Lista literaturii utilizate

1. Forajul și uleiul. August 2012. Magazine specializate.

2. DUNAEV V.F. Economia întreprinderilor din industria de petrol și gaze: Manual / V.F. DUNAEV, V.L. Shpakov. N.p. Epifanova, V.N. Lyandin. - petrol și gaz, 2009. - 352 p.

3. Konutorovich A. E., Korjubaev A. G., Edter L. V. Strategia de dezvoltare a complexului petrolier / Jurnalul Economic al Oilului "Economie și Organizare". - 2008. - №7. - 78 p.

4. Korjubaev A. G., Sokolova I. A., Edter L. In .. Analiza tendințelor în complexul de petrol rus / Jurnalul Economic al All-Rusia "Economie și organizație", 2010., - Nr. 10 - 103 p.

5. Martynov V.N. în educația petrolieră și gaze - criza supraproducției / revistei "Ulei din Rusia", 2009., - Nr. 8 - 23 p.

A plăcut? Faceți clic pe butonul de mai jos. Tu nu e complicat, și noi plăcut).

La descărcare gratuită Rezumate la viteza maximă, înregistrați-vă sau conectați-vă la site.

Important! Toate trimiterile prezentate pentru descărcare gratuită sunt concepute pentru a elabora un plan sau o bază a propriilor lor lucrări științifice.

Prieteni! Aveți o ocazie unică de a ajuta aceiași studenți ca tine! Dacă site-ul nostru a ajutat să găsiți slujba potrivită, atunci înțelegeți cu siguranță modul în care munca de care aveți nevoie poate face mai ușor pentru lucrarea altora.

Dacă rezumatul, în opinia dvs., este o calitate proastă sau ați întâlnit deja această lucrare, anunțați-ne.

Trizy hard-to-recuperatoare stocuri . În URSS, un backen personal ( bazhenovsky dulce. ) A fost observat timp de 10 ani mai târziu decât în \u200b\u200bStatele Unite și îl examinați cu atenție a început în 1968. Era ca un lucru care "nu ar fi nici o fericire, iar durerea a ajutat-o". La depozitul de la Salymskoye din apropierea orașului Goropravdinsk, în timpul aprofundării exploatării, 12-P atunci când o fântână de ulei necontrolată sa produs, în cele din urmă, aparatul de foraj a fost prins. Ulterior, normele cu rolul agențiilor de aplicare a legii au reușit să justifice faptul că geologii și lucrătorii nu sunt supuși. Fântâna (capacitatea sa a fost privită într-o anumită sumă de sute de tone pe zi), formată acolo unde nimeni nu-l aștepta, el a condus capul de către lucrătorul științific și liderii ruși. Sweet Bazhenov (și doar de acolo a marcat o fântână) a început să lucreze în mod activ și să găurdă puțuri proaspete. Dar a fost destul de prompt că productivitatea puțurilor este cu siguranță diferită, cu aceasta, ca urmare a sarcinilor tehnologice, geologii nu au avut capacitatea de a caracteriza secțiunea transversală a retinutului Bazhenovsky. Ca urmare, câmpul Bajen pe termen lung a rămas mai rapid de către cercetarea științifică decât dezvoltarea industrială reală.

Acum situația este principiul altui. Ca urmare a epuizării câmpurilor clasice și (în acest sens merită o mărturisire) a unei abilități de succes din SUA de a dezvolta formațiuni de șisturi, guvernul din Federația Rusă și firmele de petrol este atras de dezvoltarea aprovizionării cu petrol dificile. Toate favoritele "petrolului" rus "- Rosneft, Lukoil, Surguneftegaz, preocuparea supraestimată pentru planurile de șisturi, lucrează cu Bazhenolul. La începutul lunii februarie 2014, a fost semnat un ajutor activ cu Schlumberger privind cooperarea tehnologică în dezvoltarea de bunuri dificile de petrol, în special Suite Bazhenovskaya. Și în 2013, Shell și Gazprom Neft au făcut un joint venture "Khanty-Mansiysk petrol și gaze" pentru a lucra în sectoare cu ulei de șist în Siberia de Vest. Cu aceasta, firmele au deja o afacere comună de succes - dezvoltarea petrolului Salaym, ceea ce duce la dezvoltarea grupului de petrol Saliam și încă mai lucrează la dezvoltarea dulceatului Bazhenovsky: în luna februarie de astăzi, SPD a început să gălbească 1 Orizontal estimat bine la depozitul Verkhne-Salym. Cu toate acestea, în plus față de elementul tehnologic, în toate planurile de a se implica în dezvoltarea surfactanților cu curățenie dificilă în Federația Rusă (ca, în general, și în orice altă țară a lumii), există economici.

Rămâne fiscale (rezerve extractive)

Poziția autorităților ruse cu privire la semnificația problemei de angajare în extracția stocurilor dificile sa schimbat radical. În special, potrivit șefilor Ministerului Afacerilor Interne al Serghei Donskoy, studiul aplicațiilor non-standard de hidrocarburi în Federația Rusă, care este activat în timp real, va fi un factor necesar în producția de petrol după 20 de ani: " Dacă putem pune livrările în KHMA pe balanța de petrol la aprovizionarea cu petrol, atunci rus Federația poate expira pe primul spațiu din lume ca întreg pentru consumabilele de petrol. " Sub Ministerul Resurselor Naturale ale Federației Ruse Pe baza "roshycologiei", se formează coordonarea studiului și studiul non-standard și sursele de materii prime de hidrocarburi. Potrivit textelor directorului adjunct al acestei companii, Roman Samsonov, este scopul pământului Federației Ruse să efectueze patru sau cinci poligoane calificate cu diferite criterii naturale, peisaj, caracteristici geologice. Ministrul Energiei Alexander Novak, în coada proprie, că Federația Rusă va continua să sporească producția de petrol, în care datorită studiului excedentului din greu. Conform textelor sale, intensificarea lucrărilor cu această categorie de resurse a devenit probabil modificată prin amendamentele la legislația privind prestațiile fiscale, care inițiază exploatarea consumabilelor de petrol dificile.

În dreapta, Guvernul în perioada 2012-2013 a luat un anumit număr de pași într-o direcție dată, a cărei direcție a fost dezvoltarea Legii federale nr. 213-FZ, care a introdus beneficii fiscale în stilul ratelor mai mici la impozitare Rata pentru extragerea fosilelor necesare (NDPI) pentru mai multe categorii încearcă. În special, rata NPPE are capacitatea de a fi redusă de la 20% la 100% în funcție de permeabilitatea depunerii și de asemănarea depozitelor productive (funcțiile zero pentru petrol produse din depozite legate de Bazhenovsky, Abalak, Khadadan și Productiv Domanian sedimente). Nu numărăm acest lucru, legea "privind tariful vamal" a făcut corecții care au pus o ofertă redusă a taxelor la export pe petrol minat din depozitele dulciurilor Tyumen. Pentru utilizarea unei rate reduse, este necesar ca corespunderea livrărilor de petrol inițial în sedimentele Tyumenului dulce să se ridice la cele mai puțin 80% din consumabilele inițiale ale întregului zone de licență.

Legea are limitări pentru a acorda beneficii. Unul dintre cele mai semnificative - nivelul deprecierii livrărilor dificile de recuperat începând cu 1 ianuarie 2012 nu este obligat să depășească 3%, sau depozitele sunt obligate să fie stabilite pentru soldul municipal al cererilor mai târziu de 1 ianuarie 2012. Există multe probleme conform căreia procedura de determinare a caracteristicilor permeabilității și a grosimii eficiente de ulei-saturate a rezervorului la depozitele de materii prime hidrocarbonate este localizată în etapa de dezvoltare. Și înainte de introducerea acestui fapt, în puterea contribuabilului ar trebui să fie controlată de valorile permeabilității și de grosimea eficientă a rezervorului, marcată în balanța municipală a fosilelor de proprietate (GBZ) începând cu 1 ianuarie , 2012. Cu toate acestea, prima practică de a utiliza beneficii a arătat că caracteristicile permeabilității, grosimea eficientă a ulei-saturată a formării și asemănarea depunerii productive din GBZ, timpurile de stocare sunt reflectate tact. Și acest lucru complică semnificativ probabilitatea de beneficii. Din 7 februarie 2014, explicațiile serviciului fiscal federal al Federației Ruse cu lista de nume de straturi cu atribuirea acestora la ceea ce sau alt sediment productiv. Cu toate acestea, modul în care aceste explicații vor funcționa, până când nu este clar.

În general, firmele petroliere iau în considerare în mod pozitiv numirea în care guvernul se îndreaptă, stimulând dezvoltarea trompelor. Cea de-a 213-a lege a făcut deja posibilă creșterea eficienței financiare a dezvoltării și stabilirea în aprovizionarea cu Hard-recuperabile ODA din 10 domenii din întreaga țară. În Gazprom Neft, aceste depozite au încă aceste depozite. Cu toate acestea, în ceea ce privește opinia lucrătorilor petrolului, având un loc de a fi un set de beneficii, nu este încă în măsură să inițieze dezvoltarea excedentului din greu. Guvernul, care merge spre dorințele de petrol, vă invită să creșteți pragul producției de depozite de la 3 la 10%. Proiectul de lege în care se propune să disemineze probabilitatea utilizării coeficienților mai mici la rata NPPI asupra depozitelor referitoare la sedimentele productive ale Bazhenovsksky, Khazhenskaya, Domernikov și dulceața Abalak cu gradul de intervenție chirurgicală din ianuarie 1, 2012 de la 3 la 10%, este deja situat în Duma de Stat. Dimpotrivă, acest lucru nu se opune Ministerului Finanțelor Federației Ruse, iar în cadrul Departamentului de Comunicare cu relațiile publice ale Ministerului Energiei, jurnalistul "CH" a spus că Agenția, mai mult decât aceasta consideră acest lucru Expedient pentru a crește gradul de frontieră de vârf de la 10 la 13% ", deoarece există un loc de a fi în acest moment de supraveghere a intervenției chirurgicale pentru a utiliza ratele NDPA diferențiate către uleiul greu de eliminat eliminat Probabilitatea de a folosi beneficiile pentru economia planurilor, care s-au dovedit a fi în curs de dezvoltare. "

În prezent și probabilitatea de a furniza preferințe fiscale în apariția unui coeficient din aval la rata NPPI pentru uleiul mare vâscos (cu o vâscozitate de 30 MPa · de la 200 MPa · C).

Dar aceste concluzii, în cazul în care acestea devin acceptate, este încă posibil să se ia în considerare numai ca parte a măsurilor ansamblului de a stimula dezvoltarea excedentului din greu. OILMEN a dorit să introducă o rată zero NPPA pentru depozitele de dificil de eliminat în afara dependenței de gradul de producție a depozitelor, să distribuie beneficii pentru colecționari cu permeabilitate scăzută, zone cu saturație scăzută de ulei (nu mai mult de 55%) sau rezervor scăzut (nu mai mult de 4 metri), sau cu cele mai înalte ape (mai mult de 80%) pe Achimov Sweet, extinde pasul fiscal preferențial de până la 20 de ani pentru toate categoriile de surplus greu.

"Bineînțeles, ținând seama de centrul atenției Ministerului Finanțelor Federației Ruse pentru a preveni scăderea părții profitului din statul Butzhet, posibilitatea adoptării acestor amendamente nu este evidentă - că șeful Departamentului de Politică fiscală Fabrici "Gazprom Neft" Alexander Shubin. - Dar aceasta este o muncă pentru viitor. NPPA Tolik în structura tuturor impozitelor de planuri (cu excepția taxei de export) este în termen de 80%, iar extinderea caracteristicilor beneficiilor pentru Troms are capacitatea de a avea un impact semnificativ asupra eficacității implementării lor, care va ajuta, fără îndoială, să elimine planurile cu costuri reduse pentru a fi acceptabile pentru a lua un grad de investigare pozitiv.

Sub rezerva acestei finalizări a cadrului de reglementare în ceea ce privește extinderea perimetrului aprovizionării permanente, extinderea expunerii beneficiilor și stabilirea unei proceduri incolore pentru determinarea și utilizarea coeficienților de beneficii proaspeți are posibilitatea de a oferi o a doua viață aproape Toate activele active ale sucursalei de petrol rusești și Gazprom Neft în special și va exista un impact pozitiv asupra traseului în dezvoltarea de ferme proaspete cu introducerea tehnologiilor moderne de producție a petrolului, facilitând reînnoirea arsenalului tehnologic al industriei. "

Specialiștii sectoriali vorbesc despre asta. Pe monitorizarea GP "Nazzhn-le. V. I. Spielman, "până în 2030, 18-20 milioane de tone de petrol pe an au capacitatea de a produce 18-20 milioane de tone de petrol pe an, dar supus depozitării pachetului de beneficii. Cu aceste beneficii emise acum, plătiți a doua zi. În funcție de centrul lor. Spielman, producția de aproximativ 600 de milioane de tone de petrol din depozitele dulci Bazhenov are posibilitatea de a livra la butzhet la 2 trilioane de ruble ..

Gazprom Neft (și în ansamblul său din industrie) sugerează că beneficiile dezvoltării Troms - doar prima perioadă pe calea spre o creștere a atractivității extragerii petrolului complex în Federația Rusă. Beneficiile active ale ferestrelor destul de înguste și numai o mică parte din proviziile caracterizate de complexitatea dezvoltării cade sub impactul lor. Cel mai bun mecanism de stimulare a dezvoltării acestor aprovizionări petroliere se numește impozitul câștigurilor auxiliare, care va asigura pregătirea unei baze impozabile, în funcție de rezultatele financiare finale ale muncii. Cu acest NDD, firmele vor minimiza încărcătura fiscală în stadiul inițial al cazurilor, atunci când investițiile sunt maxime, iar întoarcerea este încă literalmente nu.

Dar în guvern, nu există integritate pentru acest pretext. În cadrul Ministerului Energiei într-un moment autentic, este definită probabilitatea introducerii NDD pentru planurile individuale, dar Ministerul Finanțelor spune că acest conținut nu este prioritizat. Adepții ramurilor nu pierd speranța și continuă să găsească extensii proaspete pentru dezvoltarea unui surplus greu.