Těžko se získává ropa. Těsná ropa je budoucností ropného průmyslu

TRIZ těžko obnovitelné zásoby . V SSSR osobní Bakken ( Formace Baženov ) si všimli o 10 let později než v USA a v roce 1968 jej začali pečlivě studovat. Bylo to jako v jednom případě, kdy „nebylo štěstí, ale zármutek pomohl“. Na poli Salym u města Gornopravdinsk došlo při prohlubování průzkumného vrtu 12-R v hloubce dna 2840 m k nekontrolovanému toku ropy, v důsledku čehož došlo k požáru vrtného zařízení. Po vyšetřování role orgánů činných v trestním řízení se podařilo prokázat, že za to nemohou geologové a dělníci. Fontána (její kapacita se odhadovala na několik set tun denně), která vznikla tam, kde ji nikdo nečekal, obrátila hlavy vědců i ruských vůdců. Apartmá Bazhenov (a odtud začala fontána proudit) se začalo aktivně studovat a byly vrtány čerstvé studny. Ale rychle se zjistilo, že produktivita vrtů byla jistě odlišná vzhledem k technologickým výzvám, geologové nebyli schopni charakterizovat celý úsek souvrství Bazhenov. Jako výsledek dlouho Ložiska Bazhen zůstala spíše předmětem vědeckého výzkumu než skutečného průmyslového rozvoje.

Nyní je situace zásadně jiná. V důsledku vyčerpání klasických ložisek a (je třeba uznat) úspěšné dovednosti USA ve vývoji břidlicových útvarů věnují vláda v Ruské federaci a ropné společnosti největší pozornost rozvoji těžko obnovitelných zásoby oleje. S Bazhenem spolupracují všichni oblíbenci ruského ropného průmyslu – Rosněfť, LUKOIL, Surgutněftegaz a Gazprom Neft také věnuje nadměrnou pozornost plánům na břidlice. Začátkem února 2014 byl podepsán dodatek k aktivní dohodě se společností Schlumberger o technologické spolupráci při rozvoji těžko obnovitelných zásob ropy, zejména formace Baženov. A v roce 2013 Shell a Gazprom Neft vytvořily společný podnik Chanty-Mansi Oil and Gas Union, který má pracovat v oblastech břidlicové ropy na západní Sibiři. Společnosti navíc již mají úspěšný společný podnik - Salym Petroleum Development, který rozvíjí skupinu ropných polí Salym a stále pracuje na rozvoji formace Bazhenov: v únoru tohoto roku zahájila SPD vrtání 1 horizontálního oceňovacího vrtu v r. pole Horní Salym. Kromě technologického prvku je však ve všech plánech zapojení do rozvoje těžko obnovitelných zásob v Ruské federaci (jako obecně v jakékoli jiné zemi světa) také prvek ekonomický.

SNÍŽENÍ DANĚ (těžko vymahatelné rezervy)

Postoj ruských úřadů k důležitosti otázky zapojování těžko obnovitelných zásob do výroby se dramaticky změnil. Zejména podle vedoucího ministerstva přírodních zdrojů Sergeje Donskoye bude studie nestandardních uhlovodíkových zásob v Ruské federaci, která se aktivuje v reálném čase, nezbytným faktorem pro produkci ropy za 20 let: „Pokud můžeme dát rezervy v Chanty-Mansijském autonomním okruhu do rozvahy pro těžko obnovitelné zásoby ropy, pak se ruská federace může stát jedničkou na světě celkově, pokud jde o zásoby ropy.“ Pod Ministerstvem přírodních zdrojů Ruské federace na základě rosgeologie vzniká koordinační centrum pro výzkum a studium nestandardních forem a zdrojů uhlovodíkových surovin. Podle textů náměstka generálního ředitele této společnosti Romana Samsonova je na území Ruské federace zaměřeno čtyři nebo pět dovedných testovacích míst s různými přírodními podmínkami, krajinou a geologickými zvláštnostmi. Ministr energetiky Alexander Novak zase řekl, že Ruská federace bude pokračovat ve zvyšování těžby ropy, a to i díky studii o těžko obnovitelných zásobách. Zintenzivnění práce s touto kategorií zdrojů bylo podle jejích textů možné v důsledku přijetí novel legislativy o daňových pobídkách, které iniciují těžbu těžko vytěžitelných zásob ropy.

Vláda v letech 2012–2013 v tomto směru skutečně podnikla řadu kroků, z nichž ústředním byl vývoj federálního zákona č. 213-FZ, který zavedl daňové zvýhodnění formou snížení koeficientů na sazbu daně z těžby nezbytných nerostů (MET) ve vztahu k několika kategoriím TRIZ. Zejména sazbu daně z těžby nerostů lze snížit z 20 % na 100 % v závislosti na propustnosti ložiska a typu produkčního ložiska (nula platí pro ropu těženou z ložisek klasifikovaných jako produkční ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanik) . Kromě toho byly provedeny změny v zákoně „o celních sazbách“, které zavádějí sníženou sazbu vývozního cla na ropu těženou z ložisek Ťumeňské formace. Pro použití snížené sazby je nutné, aby počáteční zásoby ropy v ložiskách souvrství Ťumeň činily alespoň 80 % počátečních zásob ropy celé licenční oblasti.

Zákon má také omezení pro poskytování dávek. Jedním z nejvýznamnějších je, že míra vyčerpání ložisek těžko dobytných zásob k 1. lednu 2012 nesmí překročit 3 %, případně musí být ložiska k 1. lednu 2012 zahrnuta do bilance zásobování obcí. Existuje také mnoho problémů způsobených skutečností, že postup pro stanovení charakteristik propustnosti a efektivní tloušťky nasycené olejem pro ložisko uhlovodíků je umístěn ve fázi vývoje. A do doby, než toto vstoupí v platnost, musí být daňový poplatník řízen hodnotami propustnosti a efektivní ropou nasycené tloušťky souvrství, uvedené v Městské bilanci zásob nezbytných nerostů (GBZ) k 1. lednu 2012. První praxe použití pobídky však odhalila, že vlastnosti propustnosti, efektivní tloušťka souvrství nasycená olejem a například produktivní ložiska v GBZ jsou vždy reflektovány taktně. A to výrazně komplikuje pravděpodobnost pobírání dávek. Od 7. února 2014 jsou vysvětlení spol daňová služba RF se seznamem názvů vrstev s jejich přiřazením k nějakému jinému produkčnímu ložisku. Jak však tato vysvětlení budou fungovat, je stále nejasné.

Ropné firmy obecně vnímají poslání vlády pozitivně a podporují rozvoj TRIZ. Zákon 213 již umožnil zvýšení finanční efektivnost vývoj a instalace těžko obnovitelných rezerv na 10 polích po celé zemi. Gazprom Neft má tyto vklady stále v batohu. Stávající soubor benefitů však podle názoru ropných pracovníků stále nemá možnost absolutně iniciovat rozvoj těžko obnovitelných zásob. Vláda v souladu s přáními ropných pracovníků vyzývá ke zvýšení prahu pro vyčerpání polí ze 3 na 10 %. Návrh zákona, který navrhuje rozšířit možnost použití redukčních koeficientů na sazbu daně z těžby nerostů na ložiska související s produktivními ložisky souvrství Bazhenov, Khadum, Domanik a Abalak se stupněm vyčerpání zásob k 1. lednu 2012 od 3. na 10 %, je již ve Státní dumě. Naopak Ministerstvo financí RF proti tomu nic nenamítá a na odboru public relations ministerstva energetiky novináři SN řekli, že odbor navíc považuje za vhodné zvýšit horní hranici stupeň výroby od 10 do 13 %, „protože v současné době existují okamžiky omezení vyčerpání zásob za účelem použití diferencované sazby Daň z těžby nerostů z těžko vytěžitelné ropy eliminovala možnost využití výhod pro ekonomiku plánů, které byly dlouhodobě připravovány.“

V současné době je rovněž zvažována možnost poskytnutí daňových zvýhodnění ve formě redukčního koeficientu k sazbě daně z těžby nerostů pro vysokoviskózní ropu (s viskozitou od 30 mPa s do 200 mPa s).

Ale tyto závěry, pokud budou přijaty, lze stále považovat pouze za součást souboru opatření ke stimulaci rozvoje těžko obnovitelných zásob. Naftaři by rádi zavedli nulovou sazbu daně z těžby nerostů pro ložiska těžko dobytných zásob, bez ohledu na stupeň vyčerpání ložisek, aby rozšířili výhody i na nádrže s nízkou propustností, oblasti s nízkou saturací ropou (ne více než 55 %) nebo nízkou efektivní šířkou nádrže (ne více než 4 metry), nebo s nejvyšším vodním škrtem (více než 80 %) pro souvrství Achimov, prodlužte preferenční daňová etapa až 20 let pro všechny kategorie těžko obnovitelných zásob.

„Samozřejmě s přihlédnutím k zaměření Ministerstva financí Ruské federace na zabránění poklesu ziskové části státního rozpočtu není možnost přijetí těchto úprav samozřejmá,“ uvedl šéf Ruské federace Alexander Shubin. daňové oddělení a politické osobnosti Gazpromu Neft. - To je však práce do budoucna. Podíl daně z těžby nerostů ve struktuře všech daňových plánů (kromě vývozního cla) se pohybuje do 80 % a rozšíření preferenčních charakteristik pro TRIZ může mít významný vliv na efektivitu jejich realizace, což nepochybně pomůže eliminovat plány s nízkým ziskem do míry ziskovosti přijatelné pro dosažení pozitivního investičního závěru .

S výhradou současného zpřesnění regulačního rámce, pokud jde o rozšíření obvodu preferenčních rezerv, prodloužení doby působení pobídky a zavedení bezbarvého postupu pro stanovení a použití čerstvých koeficientů, má pobídka příležitost poskytnout druhý život téměř všechna aktivní aktiva ruské ropné pobočky a zejména Gazprom Neft a bude mít také pozitivní dopad na zapojení do vývoje nových TRIZ se zavedením moderní technologie těžba ropy, což pomáhá aktualizovat technologický arzenál tohoto odvětví.“

Hovoří o tom i odborníci z oboru. Pro sledování státního podniku „NACRN pojmenovaného po. V.I. Shpilman“, do roku 2030 mají pole formace Bazhenov schopnost produkovat 18–20 milionů tun ropy ročně, ale s výhradou skladování balíčku výhod. V tomto případě se dávky vydané nyní zaplatí druhý den. Podle Centra. Shpilman, produkce přibližně 600 milionů tun ropy z nalezišť formace Bazhenov má schopnost dodat do rozpočtu až 2 biliony rublů.

Gazprom Neft (a průmysl jako celek) naznačuje, že pobídky pro rozvoj TRIZ jsou pouze prvním obdobím na cestě ke zvýšení atraktivity komplexní těžby ropy v Ruské federaci. Aktivní benefity jsou poměrně úzce použitelné a je jimi ovlivněna jen malá část dodávek, vyznačujících se složitostí vývoje. Ropní pracovníci říkají, že nejlepším mechanismem pro stimulaci rozvoje těchto zásob je daň z vedlejších výdělků, která zaručí sestavení základu daně v závislosti na konečných finančních výsledcích práce. S tímto AIT umožní firmám minimalizovat fiskální zátěž v počáteční fázi podnikání, kdy jsou investice maximální, ale zatím doslova žádná návratnost.

Ve vládě však pod touto záminkou stále neexistuje žádná integrita. Ministerstvo energetiky v současné době jedná o možnosti zavedení dodatečné daně u jednotlivých záměrů, ale podle ministerstva financí tento obsah nyní není prioritou. Přívrženci oboru neztrácejí naději a pokračují v hledání nových způsobů, jak vyvinout těžko vytěžitelné zásoby.

18.10.2017

Zdroj: časopis "PROneft"

V tomto článku je zkoumán koncept rozvoje těžko obnovitelných zásob konformních ropných lemů na příkladu pole East Messoyakha, které je dnes nejsevernějším pevninským ropným polem v Rusku. Kromě hlavního rozvojového objektu souvrství PK1-3, který obsahuje významné zásoby ropy a zemního plynu, byl v terénu založen ropný a plynový potenciál v dalších 30 útvarech. Složitá strukturní a tektonická stavba regionu vedla ke vzniku slibných pastí, tektonicky i litologicky prověřených. Problémy spojené se zvláštnostmi výskytu vrstev a realizací koncepce vývoje vyžadují různá technologická řešení.

Problémy

Příkladem nadějných pastí v terénu jsou objekty bloku 4 ( rýže. 1), omezený na zónu lokální strukturální deprese způsobené řadou velkých tektonických poruch, které vytvořily graben. Je to v zabrané oblasti ( viz obr. 1) je koncentrovaných 25 vrstev s malými ložisky plynové ropy a tenkým ropným okrajem, převážně omezeným na jednotlivé bloky (celkem 40 ložisek, z toho 22 ropných, 12 plynových a 6 plynových).

Rýže. 1. Strukturní model pole East Messoyakhskoye ( A), Blok 4 se samostatnými bloky ( b) a produktivní formace bloku 4 ( PROTI)

Úkoly vývoje podkladových objektů vícevrstvých depozitů zahrnují: ekonomická účinnost těžba zásob a testování technologií pro jejich těžbu. Pro zavedení zařízení bloku 4 do plnohodnotného rozvoje bylo vypracováno blokové schéma fází jejich koncepčního návrhu ( rýže. 2).

Rýže. 2. Postup pro navrhování vývojových zařízení pro blok 4:
GDM – hydrodynamický model; RPM – udržování tlaku v zásobníku; GS – horizontální studny; MZGS – mnohostranné horizontální vrty; POUŽITÍ – simultánně-oddělený provoz; OPD – pilotní průmyslové práce

Při tvorbě koncepce rozvoje ropné pole Po stanovení velikosti a základních geologických a fyzikálních parametrů útvarů je nutné vyřešit problém řazení vybraných rozvojových objektů a předběžné posouzení předpokládané vydatnosti vrtů a rentability rozvoje těchto objektů. Při posuzování priority rozvojových objektů byly uvažovány útvary se zásobami ropy kategorie C1, přičemž předmětem výpočtu byla ložiska jednotlivých útvarů.

Priorita rozvojových objektů byla stanovena metodou superpozice na základě tří metod (analytický koeficient, analyticko-technicko-ekonomický, numerický výpočet pomocí proudnic).

Prioritizace objektů

Metoda analytických koeficientů

1. Výpočet koeficientu míry výběru pomocí vzorce

Kde k– propustnost zjištěná z geofyzikálních průzkumů vrtů; ∆ R– tlakový rozdíl mezi těžebními a injektážními vrty; μ – viskozita oleje v podmínkách nádrže.

2. Výpočet relativní diskontní sazby pomocí vzorce

Kde Kс.о.max – maximální koeficient míry výběru.

3. Identifikace objektů na základě výše diskontovaných mobilních zásob ropy zjištěných z výrazu

Kde Q n – mobilní zásoby ropy

Technoekonomická metoda

1. Zjištění počátečních průtoků oleje během přímého zaplavování pomocí Masketova vzorce

Kde L– délka prvku vývojového systému; W– řádkování; h n – olejem nasycená tloušťka útvaru; r w– poloměr studny.

2. Stanovení temp poklesu produkce ropy

Pokles průtoku q včas t je dáno podle exponenciálního zákona: q(t)=q 0 E – Dt (D = q 0 /N pw – koeficient poklesu produkce; N pw – akumulovaná produkce z vrtu). Tím pádem N pw se rovná pohyblivým zásobám, které mu lze přiřadit

3. Výpočet čisté současné hodnoty na vrt pro každý rozvojový objekt pomocí vzorce

kde FCF w ( t) - čisté tok peněz, ve své nejjednodušší podobě FCF w(t)= q 0 E –Dt p nb ;

pnb– čistá cena ropy minus daň z těžby nerostů; r– normální (kontinuální) diskontní faktor; c w– specifické kapitálové investice do vrtů a výstavby místních zařízení; θ – sazba daně z příjmu.

4. Identifikace objektů podle hodnoty NPV (7)

Kde Np– stěhovací rezervy developerského objektu.

Výpočet proudnic

1. Nastavení parametrů systému vzniku a rozvoje. K provedení výpočtů byl použit program GP, který implementuje metodu streamline pro stanovení dynamiky výroby.

2. Výpočet dynamiky produkce ropy, kapalin, vstřikování vody

3. Výpočet NPV.

4. Identifikace objektů podle hodnoty NPV.

Po výpočtech pomocí tří metod byl získán histogram zohledňující prioritu objektů ( rýže. 3). V této fázi je již možné identifikovat perspektivní objekty, které budou při vývoji celého bloku prvořadé.

Rýže. 3. Histogram priority rozvojových objektů vytvořený na základě výpočtů třemi různými metodami

Při nízkých hodnotách indexu ziskovosti PI pro objekty možnost začlenění vrstev změnou kapitálové investice při vrtání celého vrtu (zapojení zásob ropy vrtáním horizontálních vrtů a vícevrtových vrtů). Identifikace objektů na základě superpozice výsledků metod s přihlédnutím k možnosti spojování vrstev je znázorněna v rýže. 4.

Rýže. 4. Konečná prioritizace objektů

S přihlédnutím k možnosti využití MZGS a využití elektronických zdrojů energie jsou všechny uvažované objekty ziskové, kromě BU6 3. Byla stanovena konečná priorita formací: hlavními objekty jsou BU13 1, MX4, MX8- 9, BU6 1+2, BU8, BU10 1, BU10 2, objekty připojení jsou PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, BU12 2.

Pro optimalizaci nákladů na vývoj zařízení byla zvažována možnost spojení sestav do jednoho výrobního zařízení. Formace PK20 a PK21 splňují kritéria pro takovou kombinaci. Doporučuje se následující: vytvoření selektivního rozvojového systému se směrovými vrty nebo MZGS; vývoj vrstev PK20-21 jako jednoho objektu; formace PK22 - vratná nebo samostatná zásoba studny. Na základě skutečnosti, že vlastnosti nádrží uvažovaných formací mají poměrně velký rozptyl a také poměrně vysoký stupeň nejistoty, před konstrukcí hydrodynamických modelů v plném měřítku byly získány matice sektorových modelů s přihlédnutím k rozsahům změn. v geologických a fyzikálních charakteristikách útvarů. Byly vytvořeny čtyři matice sektorových modelů. Parametry jako hloubka, pórovitost, nasycení olejem, obsah písku, počáteční tlak v nádrži, viskozita oleje byly brány jako vážené průměry pro uvažovanou skupinu útvarů. Sektorové modely se lišily v tloušťce nasycené olejem hн, poměru tloušťky nasycené olejem k tloušťce nasycené plynem hg nebo k tloušťce nasycené vodou hв, parametrem k∆p/µ a také vzdáleností mezi vrty pro přijaté jednořadý vývojový systém. Před výpočtem všech variant modelu byly stanoveny optimální provozní režimy vrtů a jejich umístění v řezu v závislosti na tloušťce nasycené ropou.

Po výpočtech sektorových modelů tak byly zkonstruovány stabilitní matice technicko-ekonomického řešení pro různé geologické a fyzikální charakteristiky objektů ( rýže. 5).

Rýže. 5. Matice stability technického a ekonomického řešení pro různé geologické a fyzikální charakteristiky objektů

Následně po posouzení rozsahu nejistot geologických parametrů pro každé ložisko bylo rozhodnuto o vybudování plnohodnotného hydrodynamického modelu založeného na udržitelnosti rentability rozvoje objektu. Jsou uvedeny výsledky hodnocení ziskovosti v analytických výpočtech a sektorovém modelování stůl 1, kde jsou zvýrazněny hlavní vývojové objekty, pro které byla následně plánována stavba plnohodnotných hydrodynamických modelů.

Objekt	Blok studny	Kategorie rezervy olej	Ziskovost podle výsledků		Nutnost konstrukce 3D GDM	Poznámka
			analytická výpočty	sektorové modelář
PC 20	50, 132	C1 + C2	✔	=	✔	Úvahy o společném provozu zařízení
PC 21	50, 132	C1 + C2	✔	✔	✔	Malé h ef.n
MX 1	50, 132	C 1	=	✘	✘	Malé h ef.n
MX 4	50, 132	C1 + C2	=	✘	✘
MX 4	33	C1 + C2	✔	✔	✔
MX 8-9	50, 132	C 1	✔	✔	✔
MX 8-9	33	C 1	✔	✔	✔
BU 6 (1+2)	50, 132	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 6 (1+2)	33	C 1	✔	✔	✔
BU 6 3	50, 132	C1 + C2	✘	✘	✘
BU 7	33	C1 + C2	=	✔	✔
BU 8	33	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 9	41	C 1	=	✘	✘	Malé h ef.n
BU 10 1	33	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 10 2	33	C 1	✔	✔	✔
BU 10 2	41	C 1	✔	✔	✘	Selektivní vývojový systém
BU 12 2	50, 132	C1 + C2	=	✔	✘	Malé h ef.n
BU 13 1	38	C 1	✔	✔	✔

Poznámky 1. h ef.n – efektivní tloušťka nasycená olejem.
2. = – vysoká rizika při vývoji objektu.

Přítomnost map olejově nasycených tlouštěk, propustnosti a tloušťkových poměrových map (plynem/olejem nasycených) umožňuje získat mapu ziskových zón všech uvažovaných útvarů a aplikovat ji bez výpočtů na modely v plném měřítku. Další výhodou použití matice sektorových modelů ve srovnání s výpočty v plném rozsahu je rychlost rozhodování o proveditelnosti vrtů po změně geologické stavby ložisek.

Pro detailní posouzení profilu výroby a rentability zařízení byly sestrojeny 3D hydrodynamické modely pro 10 vrstev. Na základě výpočtů provedených na plnohodnotných hydrodynamických modelech a technické a ekonomické indikátory rozvoje, byly vytvořeny základní možnosti rozvoje zařízení s možností využití technologie MZGS a WEM. Poté byla provedena optimalizace systémů rozvoje zařízení s ohledem na ziskové zóny, které byly stanoveny na základě následujících údajů:

Ekonomické ukazatele vývoje na základě výsledků sektorového modelování (závislost NPV na FES);

Výsledky analýzy profilu přítoků ropy/plynu/vody do vrtu získané na hydrodynamických modelech v plném měřítku;

Přítomnost jílového můstku mezi plynem a ropou (kontakt).

Příklad optimalizace vývojového systému dle možností pro objekt BU6 1+2 v oblasti průzkumného vrtu. 33 prezentováno na rýže. 6.

Rýže. 6. Umístění studny dle možností zástavby:
A– vývoj objektů pomocí běžného vývojového systému;
b– adaptivní rozvojový systém zohledňující umístění vrtů v ziskových zónách;
PROTI– systém selektivního rozvoje zohledňující umístění vrtů v ziskových zónách bez udržování tlaku

Po vytyčení ziskových zón byla základní varianta rozvoje upravena tak, aby se vrty nenacházely v nerentabilních oblastech ložiska.

Ekonomické ukazatele byly vypočteny pomocí specifických vstupních dat (15% diskont) a prezentovány jako kladná nebo záporná NPV.

S přihlédnutím ke stanovení ukazatelů technického a ekonomického rozvoje tohoto objektu je doporučeno selektivně umístit vrty bez udržování tlaku, neboť v tomto scénáři je splněna podmínka pro maximální hodnotu NPV.

Podobně byla u všech lokalit zvažována optimalizace vývojových systémů s ohledem na přítomnost ziskových zón. Při návrhu rozvoje vícevrstvých polí s mnohostrannými vrtnými systémy je důležité posoudit proveditelnost technické realizace této technologie. V tomto případě je třeba vyřešit následující problémy:

Možnost kombinace designových cílů různých objektů do jedné mnohostranné studny;

Možnost posunu cílů projektu, což je spojeno s problémy technické realizace;

Návrh multilaterálních jamek z klastrových podložek fáze 1 (objekt PK1-3);

Modelování profilů vrtů a výpočet technické realizace;

Výběr a zaúčtování úrovně dokončení mnohostranného vrtu na jeho profilu;

Výběr prioritních shluků vrtů pro pilotní testování;

Odhad nákladů na studny pro různé možnosti rozvoje a schémata shlukování.

Přípravné práce před modelováním spočívaly ve stanovení maximální možné délky vodorovného řezu pro každý objekt z hlediska vrtání. Výpočty byly založeny na údajích z předběžného shlukování bloku 4 těžebních a vrtných zařízení.

Poté, aby se určila možnost vrtání horizontálních kmenů různých délek, byly přijaty zprůměrované parametry podél profilu vrtu získaného během shlukování. Modelováním vrtání vrtů s různou délkou vodorovného řezu byla identifikována omezení technického provedení vrtání a možnosti přenosu zatížení na korunku. Klasifikátor technologií vrtání studní v závislosti na délce vodorovného řezu vrtu je uveden v stůl 2. Zahrnuje ocel vrtné trubky, třídu trubky, BHA a typ kalu.

Plast	Průměrný délka podle kufr, m	Průměrný hloubka podle vertikální, m	Číslo studny pro výpočty	Klasifikátor vrtných technologií v závislosti na délce vodorovné čáry, m
				1200	1500	2000
BU 6 1+2	4053	2114	106	G; P; VDM / RUS; RAO	G; P; VDM / RUS; RAO	S; P; RUS; RAO
BU 7	4251	2171	26	G; P; VDM / RUS; RAO	S; P; RUS; RAO	Skládací 89 nástrojů
BU 8	3859	2220	7	G; P; VDM / RUS; RAO	G; P; VDM / RUS; RAO	S; P; RUS; RAO
BU 10 1	4051	2269	1	G; P; VDM / RUS; RAO	S; P; RUS; RAO	Skládací 89 nástrojů

Poznámka. G/S – jakost oceli pro vrtné trubky; P – třída potrubí; PDM/RUS – systém řízení motoru/rotoru se šroubovým spádem; OBM je vrtná kapalina na bázi uhlovodíků.

První fází práce je vytvoření modelu pro shlukování a získání počátečních souřadnic cílů vrtů. Model pro shlukování byl vyvinut během návrhu 1. fáze vývoje objektu PK1-3 - nadložní formace v malých hloubkách, jejíž rysem je husté umístění cílů.

Na základě výsledků průzkumů a topografických a infrastrukturních omezení byla konečným výsledkem upravená návrhová poloha podložek vrtů 1. fáze. Další práce byly provedeny s přihlédnutím k napojení nových projektových vrtů na vrty 1. fáze.

Cíle projektových vrtů bloku 4 byly stanoveny pro každý vrt pro každý objekt spolu s návrhy na spojení cílů pro různé objekty do jednoho vrtu. Modelování schématu průchodek bylo provedeno na specializovaném PC DSD WellPlanning.

Z důvodu potřeby navázání projektových vrtů na vrtné podložky objektu PK1-3 byly provedeny práce na profilaci vrtů. Nejprve byl vymodelován hlavní kmen, poté byly navázány druhé kmeny na hlavní, tzn. spojování cílů do jedné studny.

Vzhledem k tomu, že existuje variabilita ve vyrovnání hlavního vývrtu vůči podložkám vrtů fáze 1, práce byly prováděny iterativním způsobem, aby byla zajištěna technická proveditelnost a minimalizováno pronikání vrtů.

Dále byly na základě geologických předpokladů identifikovány prioritní vrtné podložky pro pilotní fázi, včetně návrhových vrtů s maximálními vytěžitelnými zásobami a jednoduchými trajektoriemi vrtů.

Díky přístupu popsanému v článku k výběru integrálně strukturovaných skupin vývojových systémů bylo možné zapojit do ziskového rozvoje cca 80 % rezerv v podkladových formacích, které byly dříve hodnoceny jako samostatné nerentabilní objekty.

V důsledku toho byl tento soubor prací proveden podle tří variant vývoje (realistické, optimistické a pesimistické), z nichž každá byla rozdělena na další dvě dílčí varianty s výstavbou mnohostranných vrtů a jediným vrtáním vrtných terčů.

Na základě výsledků modelování pouzdra byly získány následující údaje:

Souřadnice vstupních bodů dně a formace pro každý cíl, s výjimkou jejich průsečíku během procesu vrtání;

Parametry profilu pro každou studnu s popisem hlavních charakteristik pro posouzení návrhu a nákladů na každou studnu;

Výsledky inklinometrie pro každou sekci jamky;

Pořadí uvádění vrtů do provozu na vrtu pro výpočet harmonogramu uvádění do provozu a profilu výroby.

Tato data byla použita k výpočtu harmonogramů uvádění do provozu, výrobních profilů, zdůvodnění prioritních pilotních klastrů, ekonomické hodnocení možnosti rozvoje.

Technické a ekonomické ukazatele pro uvažované varianty rozvoje zařízení bloku 4 jsou uvedeny v stůl 3.

Možnosti	HS	MZGS (2 výtahy)	MZGS (1 výtah)
Počet vrtů, které mají být vyvrtány, včetně:	61	50	50
hornictví	42	34	34
injekce	19	16	16
Kapitálové investice, podmíněné. porazit	2055	1733	1715
NPV (10% sleva), podm. Jednotky	1724	2082	2053
P.I.	9	2,3	2,3
NPV (10% sleva), podm. Jednotky	1185	1524	1507
P.I.	1,6	2,0	2,0

Poznámka. Doba realizace projektu je 2017–2053.

Výsledkem provedených prací s přihlédnutím k rizikům vrtných vrtů je identifikace pilotních pracovišť v ziskových zónách při vývoji horizontálních vrtů i vícevrtových plynových vrtů s využitím technologie elektronických zdrojů energie a realizace tzv. výzkumný program. Koncepce rovněž počítá s optimalizací vrtání studní z navržených vrtných podložek hlavního protiproudového objektu PK1-3. Na začátku plnohodnotného vývoje nebo pilotních prací v případě změny geologické stavby ložiska umožňuje navržený přístup k určování ziskových zón upravit strategii vrtání pro vícevrstvá ložiska bez přestavby v plném rozsahu. geologické a hydrodynamické modely. Výsledky analytických technik a sektorového modelování navíc umožňují nalézt optimální řešení při změně počátečních ekonomických ukazatelů, včetně nákladů na kapitálové investice do vrtání vrtů.

závěry

1. Díky přístupu popsanému v článku k výběru integrálně strukturovaných skupin vývojových systémů bylo možné zapojit do ziskového rozvoje cca 80 % rezerv v podkladových vrstvách, které byly dříve hodnoceny jako samostatné nerentabilní objekty.

2. V rámci koncepce rozvoje nádrží bloku 4 byla provedena klasifikace nádrží, byly identifikovány prioritní rozvojové objekty a také objekty zařazení.

3. Pro zóny ložisek čisté ropy v souvrstvích bloku 4 je v pilotní fázi navrženo testování technologií využívajících GS, MZGS, ORE a vícestupňového hydraulického štěpení, pro zóny ložisek voda-plyn-ropa - technologie využívající GS, MSGS a SWE.

Bibliografie

1. Technologické schéma pro rozvoj oblasti kondenzátu ropy a plynu East Messoyakhskoye: výzkumná zpráva ve 3 tunách / Messoyakhaneftegaz CJSC, Gazpromneft-Razvtie LLC, Gazpromneft Scientific and Technical Center LLC. – Tyumen: 2014.

2. Karsakov V.A. Stanovení optimálního počtu podložek studní při návrhu rozvoje pole//SPE 171299-RU. – 2014.

Autoři článku: A.S. Osipenko, I.V. Kovalenko, Ph.D., O.I. Elizarov, S.V. Treťjakov, A.A. Karachev, I.M. Vědecké a technické centrum Nitkaliev "Gazprom Neft" (LLC "Gazpromneft STC") 28.01.2014

V poslední době jsou stále hlasitější otázky týkající se rozvoje nových ropných polí. Je to přirozené, protože lidstvo již většinu tohoto fosilního zdroje vyčerpalo. Pro Rusko jsou problémy s ropou mnohonásobně akutnější než pro mnoho jiných zemí, protože objem energie ruský sektor Z hlediska rafinace ropy je na třetím místě na světě. Napřed jsou jen Američané a Číňané.

Udržení objemů výroby je velmi důležité pro udržení ruské moci a vlivu naší země na světové scéně. Podle prognóz analytiků však v dohledné době nebude lídrem v růstu produkce „černého zlata“ Rusko, ale Kanada, Brazílie a Spojené státy. Produkce tohoto zdroje u nás od roku 2008 klesá. A v roce 2010 ministerstvo energetiky uvedlo, že bez zásadních změn v politice produkce ropy a rafinérského průmyslu by ukazatele mohly klesnout z 10,1 milionu barelů denně v roce 2010 na 7,7 milionu barelů denně v roce 2020. Znamená to všechno, že Rusku dochází ropa? Ne. Země má obrovské rezervy, ale většina z nich je již klasifikována jako „obtížně obnovitelná“. Rusko má podle odborníků všechny šance stát se světovým lídrem v produkci „nekonvenční“ ropy. Ministerstvo energetiky spočítalo, že jeho zásoby v zemi jsou asi 5-6 miliard tun, což je 50-60 % z celku. Množství břidlicové ropy je mnohonásobně vyšší než množství dostupné ve Spojených státech. Je to „nekonvenční“ ropa, která udrží deklarované objemy produkce země a pomůže udržet její vedoucí postavení v této oblasti.

Nejprve se pokusme definovat, co se rozumí „obtížně obnovitelnými“ rezervami. Jedná se o pole nebo rozvojové objekty, které se vyznačují geologickými podmínkami a/nebo fyzikálními vlastnostmi nepříznivými pro těžbu ropy. „Obtížně obnovitelné“ lze považovat za zásoby v šelfové zóně, zbývající ropu na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropu s vysokou viskozitou. Příkladem posledně jmenovaného je pole Jamalsko-něneckého okresu. Zde olej zamrzá nejen za studena, ale i za normálních teplot. Ke zpracování vyžaduje speciální technologie: nelze jej čerpat potrubím, ale musí být dopravován v nařezaných kostkách. Určitě je možné takové zásoby vytěžit, ale je důležité získat ekonomické výhody.

Těžba „nekonvenční“ ropy vyžaduje velké materiálové náklady, práci, použití drahých nových technologií, vzácná činidla a materiály. Odborníci odhadují, že cena „obtížné“ ropy by mohla být 20 dolarů za barel, zatímco ropa z konvenčních polí stojí od 3 do 7 dolarů. Další úskalí při těžbě „nekonvenčních“ rezerv při projektování a vývoji polí je požadovaná extrémní přesnost výpočtů. Pro vědce není vždy možné určit přístup k efektivnímu výsledku práce v takových oblastech. Poměrně nedávno byly na jednom z míst s „obtížnou“ ropou vyvrtány dva vrty. Jeden z nich začal produkovat očekávaný objem, ale druhý ne a důvod toho je stále nejasný. Všechny problémy spojené s produkcí „nekonvenční“ ropy jsou zcela globální a jejich řešení není možné bez plné podpory státu.

Události posledního desetiletí ve Spojených státech, které byly později nazývány „břidlicovou revolucí“, přesvědčily celý svět, že je stále možné výhodně těžit „nekonvenční“ ropu. Horizontální směrové vrtání a hydraulické štěpení (břidlicové horniny se lámou zatlačením směsi vody, písku a chemikálií pod zem) odhalily velké zásoby plynu a ropy, které byly považovány za „obtížné“. Těžba těchto minerálů se dramaticky zvýšila. Jen na jednom z polí vzrostla od roku 2008 do roku 2012 ze 100 barelů denně na 1 milion. Zatímco výroba ve Spojených státech rychle rostla, v Rusku zůstala na stejné úrovni. Ačkoli v roce 1987 obsadil SSSR první místo v průmyslu rafinace ropy. Vytěžili jsme 11,4 barelů za den.

V roce 1996, po rozpadu Sovětského svazu, bylo zaznamenáno historické minimum – 6 milionů barelů. Ve zmatcích 90. let neměly velké ruské ropné společnosti žádnou motivaci k rozvoji nových polí. Díky tomu se ty, které byly objeveny na počátku 70. let, používají dodnes. V důsledku toho se mnoho odborníků domnívá, že ruský ropný sektor funguje na maximum. Výrobní náklady rostou, ale objemy produkce z „vyspělých“ polí zděděných po SSSR zůstávají na stejné úrovni.

To je další přesvědčivý důvod pro potřebu vyvinout nové, „těžce vytěžitelné“ zdroje. Sovětští geologové mimochodem objevili v 60. letech 20. století mnoho „obtížných“ ložisek a nechali je pro budoucí generace, aby se vyvíjely. Toto jsou rezervace formací Bazhenov, Abalak a Frolov na západní Sibiři, to jsou místa v Karském a Barentsově moři, to je mnoho oblastí Sachalinu. Baženovská formace je největší břidlicová formace na světě. Podle odborných odhadů mohou jeho zásoby dosáhnout až 120 miliard tun vytěžitelné ropy. A to je 5krát více než zásoby na poli Bakken ve Spojených státech. Právě to se stalo hnací silou americké břidlicové revoluce. Olej z formace Bazhenov je navíc považován za vysoce kvalitní, lze z něj vyrobit 60 % lehkých ropných produktů.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosněfť a Surgutněftegaz již pracují v „obtížných“ oblastech. Nemůžeme jednoduše převzít americkou zkušenost s těžbou „těžko těžitelné“ ropy, protože jak podmínky, tak samotná ropa se výrazně liší od severoamerické ropy. Ten náš je mnohem „těžší“ a vyžaduje větší spotřebu energie při extrakci. Jeho ložiska se nacházejí na mnohem odlehlejších místech než podobná v Americe. Rusko se ale bez využití zahraničních zkušeností v této oblasti neobejde. V roce 2012 se Rosněfť dohodla s americkým Exxon Mobil na spolupráci při vývoji formací Baženov a Achimov. Gazprom Neft spolupracuje s Anglo-holandským Royal Dutch Shell ve formaci Bazhenov .

Rusko má všechny šance stát se vedoucí zemí na světě v produkci „těžko získatelné“ ropy a vláda to velmi dobře chápe. „Ruská energetická strategie do roku 2030“ plánuje, že z „obtížných“ ložisek bude vytěženo 40 milionů tun z celkového ročního objemu 500-530 milionů. Ale kromě velkých materiálních investic a rozvoje nových technologií vyžaduje tato oblast také liberalizaci zdanění. Bez nich bude pro ropné společnosti jednoduše nerentabilní rozvíjet „nekonvenční“ pole. Ztráty v tomto případě nejsou úměrné příjmu.

Odpovídající daňové změny byly přijaty 26. července 2013. Prezident Vladimir Putin podepsal zákon o diferenciaci daně z těžby nerostů. Stanovuje se postup stanovení a uplatnění koeficientu na sazbu daně z těžby nerostů - od 0 do 0,8 a koeficient určující míru vyčerpání konkrétního ložiska uhlovodíků. Koeficient bude nulový pro produkci z polí Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanikov.

Norma bude platit 180 zdaňovacích období. Mluvit víc jednoduchým jazykem společnosti, které těží „těsnou“ ropu, nebudou platit daň po dobu 15 let. Při těžbě ropy z ložisek s efektivní tloušťkou ropou nasycené nádrže ne větší než 10 metrů se plánuje použití koeficientu 0,2; s mocností útvaru více než 10 metrů – 0,4. Pro vklady Ťumeňského apartmá je stanoven koeficient 0,8. V ostatních případech bude koeficient daně z těžby nerostů roven 1.

Téma: Perspektivy rozvoje těžko dobytných zásob v republice a v Rusku jako celku

Typ: Abstraktní | Velikost: 146,70K | Staženo: 50 | Přidáno 12.11.14 v 15:04 | Hodnocení: 0 | Více abstraktů

Univerzita: Almeťjevský státní ropný institut

Rok a město: Almetěvsk 2013

Úvod 3

1. Perspektivy TIZ. Využití podloží a rozvoj surovinové základny v Republice Tatarstán a Rusku 4

2. Perspektivy rozvoje ropný průmysl 9

3. Vědecká podpora nových technologií pro rozvoj ropných polí s těžko dobytnými zásobami 13

Závěr 22

Reference 23

ÚVOD

Hlavní rezerva pro udržení úrovně produkce ropy v mnoha regionech Ruská Federace PROTI moderní podmínky rozvojem průmyslu jsou těžko obnovitelné zásoby ropy (TIR). Pokud na počátku 60. let. podíl těžce vytěžitelných zásob na celkové bilanci SSSR/Ruska činil přibližně 10 %, tehdy již v 90. letech. přesáhl 50 % a nadále se zvyšuje. Během 60 let po objevení prvního komerčního ropného pole zaznamenal ropný průmysl Tatarstánu růst, 7letou stabilizaci s úrovní produkce více než 100 milionů tun/rok, následný nepřetržitý pokles po dobu 19 let a poté , po mírném nárůstu (1995) začalo opět období stabilizace výroby na úrovni přes 25 mil. tun/rok. To bylo z velké části důsledkem implementace řady programů na zlepšení těžby ropy na místech s těžko dobytnými zásobami ropy. Proto jsou velmi cenné zkušenosti mnohaletého vývoje ložisek a slojí s technickými zásobami zde a zvyšování efektivity jejich rozvoje.

Relevance problému. V současné ekonomické situaci v Rusku nabyl zvláštního významu problém zvyšování efektivity těžby zásob ropy na základě využití nejnovějších technologií pro další průzkum, rozvoj a další rozvoj polí ve starých oblastech těžby ropy. Stabilitu úrovně těžby ropy na polích, která vstoupila do závěrečných fází rozvoje, určuje racionální využití zbývajících těžko obnovitelných zásob. Zásoby všech polí v pozdní fázi vývoje se v zásadě obtížně obnovují. Nyní zhruba polovinu ropy produkované v zemi poskytují těžko obnovitelné zásoby.

Účel této práce: prostudovat vědeckou podporu nových technologií pro rozvoj ropných polí s těžko dobytnými zásobami. Ze stanoveného cíle vyplývají následující úkoly: zvážit perspektivu rozvoje těžby ropy v zemi a dynamiku těžko obnovitelných zásob ropy na ruských polích.

1. PERSPEKTIVY TEEZ. VYUŽITÍ PODLOŽÍ A VÝVOJ ZDROJOVÉ ZÁKLADNY V RT A RUSKU

Pro Rusko, zemi s kolosálním potenciál přírodních zdrojů- otázky rozvoje vztahů souvisejících s udělováním práv k užívání podloží a kontroly dodržování podmínek pro jejich poskytování, otázky využívání vztahů v procesu využívání podloží k regulaci širšího spektra sociálně-ekonomických procesů patří k nejvýznamnějším. Podle našeho názoru během probíhající ekonomické reformy složitost vztahů v procesu využívání podloží a rozsah jejich působení nejsou v dostatečné míře chápány a využívány.

V Rusku po dlouhou dobu (od roku 1994) nárůst zásob uhlovodíků nekompenzoval produkci ropy a plynu. Jen od roku 1994 do roku 2000 činila nenahrazená produkce kapalných uhlovodíků asi 700 milionů % plynu – více než 2,3 bilionu. m3. V dalších letech se toto zpoždění jen prohlubovalo. Pokud tedy pro roky 1997-2001. Nárůst zásob průmyslové ropy, včetně plynového kondenzátu, zajistil nahrazení její produkce o 86 %, v roce 2002 pak pouze o 64 %, ve výši 243 mil. tun při produkci 421,4 mil. tun surovinová základna se zhoršuje. Podíl těžko vytěžitelných zásob v Rusku přesáhl 55 %. Podíl zásob, jejichž míra vyčerpání je vyšší než 80 %, převyšuje 25 % zásob vytvořených ropnými společnostmi a podíl zásob se zářezem vody větším než 70 % je více než 30 %. Od roku 1991 do roku 2001 se ve struktuře vytěžitelných zásob zvýšil počet malých ložisek o 40 %, zatímco počet unikátních a velkých ložisek poklesl o více než 20 %. Obecně je 80 % vkladů na státním zůstatku klasifikováno jako malé.

Příčin nepříznivého stavu surovinové základny je mnoho, všechny jsou odborníkům dobře známé. To zahrnuje výrazně snížený objem regionálních geologických průzkumných prací pro ropu a zemní plyn v důsledku všeobecného poklesu veřejné fondy pro tyto účely vyčleněné a nedostatek vhodné motivace mezi ropnými a plynárenskými společnostmi – uživateli podloží a slabá kontrola ze strany státu nad zajištěním racionálního využívání podloží a efektivnosti rozvoje polí, jakož i nedostatek potřebné pravomoci pro státní regulaci využívání podloží vztahy mezi federálními výkonnými orgány provádějícími veřejná politika v oboru těžby hořlavých nerostů. Navíc neprůhlednost, korupce a vysoká rizika spojená zejména s možností odebrání těžebních licencí uživatelům podloží snižují investiční atraktivita tuto oblast činnosti.

Do roku 2002 se kraje aktivně podílely na investicích do reprodukce nerostné základny. Jejich investice do geologického průzkumu byly 2-3krát vyšší než objem federálních investic. Ještě v roce 2003, kdy byly krajské rozpočty prakticky připraveny o zdroje financování geologie, investovaly přibližně stejné množství prostředků jako federální rozpočet. Se zrušením příspěvků na reprodukci nerostné základny se objem geologických průzkumných prací v hlavních ropných oblastech Ruska snížil 1,5-1,8krát. Zároveň se věřilo, že těžařské společnosti by měly samostatně a na náklady vlastní prostředky provádět geologické průzkumné práce a zajišťovat zvýšení zásob nerostných surovin. Společnosti využívající podloží však nedostaly odpovídající pobídky. Legislativa by proto měla stimulovat tuto činnost, která má velký celostátní význam.

Stávající tržní mechanismus hospodaření bez prováděcích opatření vládní regulace sféra využití podloží neposkytuje komplexní řešení strategických problémů využití nerostné základny. V důsledku toho došlo k dlouhodobému zpoždění v regionální práci, a to jak v nejdůležitějších regionech produkujících ropu a zemní plyn, tak v nových slibných ropných a plynárenských provinciích. V podstatě se ztratil čas na přípravu nových regionů na rozsáhlé průzkumné a vyhodnocovací práce a následně na přípravu průmyslových zásob uhlovodíků.

Když je těžba ropy ve starých regionech zintenzivněna na limit, prakticky se nic nedělá pro přípravu na jejich náhradu. Sovětský plánovací systém můžete kritizovat, jak chcete, ale vždy bral ohled na budoucnost. To byla tradice v rozvoji nerostné základny země.

V souvislosti s výše uvedeným by měly být co nejdříve provedeny práce na studiu nových regionů, které by zajistily stabilizaci situace v této oblasti. Navíc v zemi stále existují takové regiony: především Kaspické moře, východní Sibiř a šelfy okrajových moří. Zpoždění při řešení tohoto kritického úkolu by mohlo vést ke ztrátě národních zdrojů paliv a energie. Úspěšné řešení tohoto problému je však nemožné bez přijetí nových zákonů, které by podnítily vstup společností uživatelů podloží do těchto regionů.

Obecně platí, že systém státního managementu využívání podloží by měl být budován na základě strategických zájmů státu jako takového a ustavujících subjektů Ruské federace s přihlédnutím k ekonomickým zájmům ekonomických subjektů. K tomu potřebujete:

Provádět reálný monitoring všech vydaných licencí a celého systému povolování podloží;

Vypracovat obecnou strategii managementu využití podloží se zaměřením na tvorbu postupů a zásad pro objektivizaci nákladů uživatelů podloží;

Zajistit stabilní daňový režim pro využití podloží, neměnit (pokud to není nezbytně nutné) stávající zákony a předpisy.

Surovinová základna země by se měla rozvíjet podle schématu rozšířené reprodukce. Výroky o nadměrných zásobách ruských společností a návrhy na zavedení ekonomických sankcí na zásoby přesahující osm až devět let zásob jsou ve skutečnosti mylné a nebezpečné pro ekonomický rozvoj země.

Perspektivy rozvoje těžby ropy.

Výhledovou úroveň těžby ropy v Rusku budou určovat zejména následující faktory: poptávka po kapalném palivu a výše světových cen za něj, vývoj dopravní infrastruktura, daňové podmínky a vědecké a technické úspěchy v průzkumu pro rozvoj terénu, stejně jako kvalita prozkoumané surovinové základny.

Očekávané objemy těžby ropy v Rusku se budou výrazně lišit v závislosti na té či oné verzi socioekonomického rozvoje země. Při kombinaci příznivých vnitřních a vnějších podmínek a faktorů (optimistické a příznivé možnosti rozvoje) by těžba ropy v Rusku mohla činit asi 460-470 milionů tun. v roce 2010 a zvýšení na 500–520 milionů tun do roku 2020. Za vnějších a vnitřních podmínek, které tvoří umírněnou verzi socioekonomického rozvoje země, se očekává, že produkce ropy bude výrazně nižší – až 450 milionů tun v roce 2010 a až 460 milionů tun v roce 2020. A konečně, v kritickém případě může růst těžby ropy pokračovat pouze v následujících 1-2 letech a poté se očekává pokles produkce: na 360 milionů tun do roku 2010 a na 315 milionů tun do roku 2020

Těžba ropy bude prováděna a rozvíjena v Rusku jak v tradičních ropných oblastech, jako je západní Sibiř, Povolží, Severní Kavkaz, tak v nových ropných a plynárenských provinciích na evropském severu (oblast Timan-Pechora), v r. Východní Sibiř a Dálný východ, v jižním Rusku (provincie Severní Kaspické moře).

Západosibiřská ropná a plynárenská provincie zůstane hlavní ropnou základnou země po celé sledované období. Těžba ropy v regionu poroste do roku 2010 při všech variantách kromě kritické, poté mírně klesne a v roce 2020 bude činit 290–315 milionů tun. stát nerentabilní, což povede k výraznému poklesu výroby v regionu.

V provincii Volha-Ural a na severním Kavkaze těžba ropy klesne v důsledku vyčerpání základny zdrojů. V umírněných a kritických scénářích bude produkce v těchto regionech klesat intenzivněji.

Obecně platí, že v evropské části Ruska bude těžba ropy (včetně offshore) klesat a do roku 2020 bude činit 90–100 milionů tun. (oproti 110 milionům tun v roce 2002).

Na základě současné a předpokládané kvality průmyslové surovinové základny je nutné:

Výrazné zintenzivnění geologických průzkumných prací s cílem zajistit potřebné zvýšení těžby z dosud neobjevených ložisek (program státních licencí podloží by měl s přihlédnutím k pravděpodobným rizikům zajistit dosažení potřebné udržitelný rozvoj průmyslové úrovně geologického průzkumu a investic do nich);

Zvýšení míry těžby ropy s cílem zvýšit těžitelný potenciál a současnou produkci rozvinutých polí.

2 VYHLÍDKY ROZVOJE ROPNÍHO PRŮMYSLU

Republika Tatarstán je nejstarší oblastí produkující ropu v zemi. Existují pozitivní faktory, které nám umožňují optimisticky hodnotit vyhlídky na přípravu nových zásob ve starých oblastech těžící ropu.

Praxe ukazuje, že předpovědní zdroje a odhady se s postupem studia neustále zvyšují, a Republika Tatarstán je toho klasickým potvrzením. V Tatarstánu byla v průběhu let tržních reforem zajištěna rozšířená reprodukce zásob ropy proti 20–50 % v r. předchozí roky. Dostupnost osvědčených zásob současné produkce se při jejím kontinuálním růstu zvýšila a je v současnosti vyšší než u nás. Republika pravidelně přehodnocuje předpokládané zásoby ropy. V důsledku toho se počáteční celkové (obnovitelné) zdroje za poslední desetiletí zvýšily o 21 %. Neobjevené vytěžitelné zdroje jsou oceněny výše než před 30 lety. Budou přibývat, jak budete studovat. Plánuje se další přehodnocení předpokládaných zdrojů, které se bude provádět jednou za 5 let. Každé přecenění prognózovaných zdrojů zpravidla vede k jejich navýšení.

Za druhé, při posuzování zdrojů se obvykle předpokládá faktor obnovy ropy (ORF) 30–35 %. Předpokládá se, že při zvládnutých technologiích po rozvinutí vytěžitelných zásob zbude v podloží 2x více ropy, než se vyrobí do konce rozvoje pole.

Přestože se Republika Tatarstán vyznačuje vysokým průzkumem podloží, v průběhu let tržních reforem se reprodukce zásob šrotu zlepšila a je příznivější ve srovnání s ruským průměrem. U celkových zásob se však růst díky novým nálezům snížil ze 49,2 na 13 %/rok. I přes dostatečnou zásobu prověřených zásob ropy věnuje strategie značnou pozornost přípravě nových zásob. To je vysvětleno vysokým podílem těžko obnovitelných zásob ropy, který dosahuje 80 %. Dlouhodobá strategie reprodukce zásob ve starých ropných oblastech by měla zahrnovat práci ve třech směrech:

Další studium a hledání ložisek ropy v tradičních průzkumných cílech (devonská a karbonská ložiska).

Provádění rozsáhlých prací na zvýšení faktoru těžby ropy, což by se mohlo stát novým důležitým směrem ke zvýšení zdrojové základny starých regionů produkujících ropu.

Geologické studium ropného a plynového potenciálu nekonvenčních objektů hluboce ležících hornin krystalinika a riphean-vendianských sedimentárních ložisek, permského bitumenu.

V současnosti působí v ropném průmyslu Republiky Tatarstán 28 malých ropných společností, jejichž produkce ropy se pohybuje od 10 tisíc do 500 tisíc tun/rok. V podstatě tyto společnosti vznikly na základě výnosu prezidenta Republiky Tatarstán o zvýšení těžby ropy v letech 1997-1998. Na konkurenčním základě na ně bylo převedeno 67 ropných polí, většinou s těžko obnovitelnými zásobami s obsahem sirných olejů, z nichž většina byla objevena před 15-30 lety. Vznik nových ropných společností radikálně změnil situaci s těžbou ropy v republice, objevily se nové inovativní technologie, konkurence, nové metody těžby ropy a způsoby intenzifikace těžby. V roce 2004 malé společnosti vyprodukovaly více než 4,8 mil. tun V následujících letech se plánuje zvýšení produkce ropy všemi nezávislými ropnými společnostmi na 8 mil. tun/rok.

Zkušenosti s rozvojem ropného průmyslu Tatarstánu ukázaly následující

Optimalizace podmínek pro využití podloží a zdanění je klíčem k řešení problému malých a středních podniků a uspokojení potřeb země v oblasti ropy a zemního plynu,

Daňové pobídky a diferencované zdanění těžby ropy v závislosti na těžebních a geologických podmínkách a důchody z vyčerpání zásob lze regulovat a spravovat bez korupce;

Současný zákon „O podloží“ umožňuje diferencovat daň z těžby nerostů a stimulovat rozvoj „starých“ a vyčerpaných ložisek;

Pokud budete s podložím zacházet šetrně a hospodárně ho obhospodařovat na úrovni subjektů Federace, pak se otevírají obrovské možnosti pro další

Pro úspěšnou realizaci strategie rozvoje ropného a plynárenského komplexu Republiky Tatarstán je nutné vytvořit příznivé podmínky, které zajistí nezbytné zvýšení zásob a ropy, což je možné v důsledku přijetí pokročilejšího zákon „O podloží“, jehož návrh je v jednání.

Pro úspěšnou realizaci energetické strategie Republiky Tatarstán do roku 2020 je nutné vytvořit normální podmínky pro rozvoj ropného průmyslu. Za tímto účelem byste měli:

Zachovat stávající mechanismus využívání podloží – společná odpovědnost Federace a ustavujících subjektů Ruské federace za vydávání licencí na principu „dvou klíčů“: Ruská federace a ustavující subjekt Ruské federace;

Zajistit možnost delegovat část pravomocí federálního centra regulovat využívání podloží na regionální úroveň; převést na krajské úřady pravomoc obhospodařovat malá a střední ložiska nerostných surovin s vytěžitelnými zásobami ropy do 30 mil. tun;

Zavést diferencované zdanění těžby ropy v závislosti na těžebních, geologických a hospodářsko-geografických podmínkách rozvoje ropných polí a komerční kvalitě ropy v zemi;

Pro zvýšení efektivity rozvoje podloží je nutné zachovat jak konkurenční, tak aukční formy přístupu k podloží, každá z nich má výhody i nevýhody a lze ji využít v závislosti na konkrétních podmínkách;

Pro racionální využívání zdrojů podloží je nutné posílit kontrolu státu nad plněním dohodnutých podmínek využívání podloží; to je možné prostřednictvím každoročních dodatků licenčních smluv, které zaznamenávají roční úrovně těžby, nahrazování rezerv, objemy průzkumu a těžebních vrtů; jsou převzaty z těch schválených v předepsaným způsobem projektová dokumentace a dozor projektanta; sledovat provádění orgány Ministerstva přírodních zdrojů Ruské federace; v Republice Tatarstán jsou pozitivní zkušenosti;

Zákon „O podloží“ musí zajistit stimulaci VMSB v důsledku zrušení plateb za geologický průzkum na úkor vlastních prostředků uživatelů podloží, aplikačního charakteru předkládání lokalit pro rizikové průzkumné práce, platby ze strany uživatelů podloží historické výdaje státu na lokality podloží až poté, co se projekt vrátí a získá dostatek příběhů, zjednodušení postupu při evidenci objevů, plné financování regionálního a funkčního geologického průzkumu na náklady státu;

Pro schválení na vládní úrovni „Pravidla pro rozvoj ropných polí“ a pro racionální využívání zásob uhlovodíků jsou Státní komise pro zásoby a Ústřední komise pro rozvoj ložisek hořlavých nerostů podřízeny přímo ruské vládě.

3. VĚDECKÁ PODPORA NOVÝCH TECHNOLOGIÍ PRO ROZVOJ ROPNÝCH POLÍ S TĚŽKO OBNOVITELNÝMI ZÁSOBAMI

Podíl těžko vytěžitelných zásob v nádržích s nízkou propustností, v podplynových zónách a s viskózními oleji se stále zvyšuje a nyní činí asi 60 % (obr. 3.1).

Bohužel i kvalita zbývajících zásob se zhoršuje v důsledku aktivnějšího rozvoje dobrých, aktivních zásob. Jsou-li aktivní zásoby v současné době vyčerpány v průměru o 75 %, pak jsou těžko obnovitelné zásoby vyčerpány pouze o 35 %.

Obrázek 3.1 - Dynamika těžko obnovitelných zásob ropy na ruských polích

Z obrázku 3.1 je vidět, že s nárůstem podílu těžko vytěžitelných zásob se návrhový faktor výtěžnosti ropy již řadu let snižuje a teprve v posledních letech se začíná mírně zvyšovat.

Tyto závislosti zcela jasně ilustrují převažující dlouhodobý trend ve vývoji ropných polí - negativní změnu struktury zásob po mnoho let bohužel nevykompenzovalo zlepšení používaných technologií těžby ropy.

V některých případech to bylo způsobeno nedostatkem technologických řešení pro efektivní těžbu ropy pro určité geologické a fyzikální podmínky, což se v posledních letech zhoršilo tím, že relevantní výzkumné práce byly omezeny. Mnohem častěji však známé nové technologie uživatelé podloží nevyužívají. Důvodem je zpravidla to, že jejich použití je spojeno s vysokými náklady, zejména v počátečním období rozvoje terénu, a uživatelé podloží se často vyhýbají nutnosti je využívat. Naděje na příchod nových technologií těžby ropy do Ruska v souvislosti s prací zahraničních firem na nalezištích země nebyly zcela oprávněné.

Zvláštním problémem v zemi jsou vodou zaplavená pole – nyní je průměrná spotřeba vody u vyrobených produktů asi 86 %.

Vzhledem k tomu, že hlavní metodou rozvoje polí v zemi je zaplavování, bude množství zbytkových zásob ropy v zaplavených formacích neustále narůstat. Pro další těžbu těchto zásob je také nutné používat pokročilejší technologie.

S přihlédnutím ke vznikající struktuře zásob a vyhlídkám jejich rozvoje lze tvrdit, že zvýšení těžby ropy z těžko dobytných zásob, ale i zásob v zatopených formacích, by mělo hrát významnou roli v nárůstu těžitelné zásoby země.

Je třeba poznamenat, že mezinárodní společnosti produkující ropu věnují zvláštní pozornost nárůstu těžitelných zásob pomocí nových technologií těžby ropy: vylepšené technologie těžby ropy zajišťují 4 až 12 % nárůstu těžitelných zásob.

Podle zahraničních výzkumníků je průměrná výtěžnost ropy ve světě nyní asi 30 %, v USA - 39 %, zatímco průměrná skutečná výtěžnost ropy v budoucnu se předpovídá na 50 - 60 %.

Lze rozlišit tři velké bloky hlavních metod rozvoje ropných polí: přírodní režim, sekundární metody a terciární metody (metody zvýšené těžby ropy).

Široké využívání zaplavování výrazně zvýšilo efektivitu rozvoje ropných polí v zemi. Další zvýšení výtěžnosti ropy při zaplavování za určitých podmínek zajišťují tzv. hydrodynamické metody stimulace: cyklická stimulace s měnícími se filtračními průtoky, systémová technologie pro realizaci úpravy vrtů, horizontální vrty, hydraulické štěpení v systému vrtů a další.

Přitom podle většiny odborníků lze radikálního zvýšení průměrného faktoru těžby ropy v zemi, zejména v těžko vytěžitelných zásobách, dosáhnout pouze s výrazným zvýšením rozsahu aplikace „terciárních“ metod. : tepelné, plynové a chemické (dosažitelná výtěžnost ropy je 35 - 70 %).

Metody pro zvýšení těžby ropy jsou přitom mnohem složitější, ve srovnání se zaplavováním, procesy založené na mechanismech dodatečné extrakce ropy z porézního média. Technologie těchto metod vyžadují jak předběžné důkladné vědecké zdůvodnění ve vztahu ke konkrétním podmínkám, tak následnou vědeckou podporu při jejich použití s ​​využitím nových a zásadně nových prostředků kontroly a regulace.

To vše vyžaduje dodatečné náklady. Ve stejnou dobu, skutečné investice vytváření nových technologií v tuzemských firmách je řádově méně než v zahraničních.

Zahraniční i tuzemské zkušenosti však ukazují, že složitost a dodatečné náklady jsou nakonec kompenzovány zvýšenou efektivitou.

Existují informace o více než 1500 projektech EOR ve světě. Roční produkce se odhaduje na 120 - 130 milionů tun.

Ve Spojených státech bylo na začátku roku 2010 v provozu 194 projektů rozšířené těžby ropy. Jejich počet se od roku 1998 mírně snížil, od 199 v roce 1988 na 143 v roce 2004 a 194 v roce 2010, ale zároveň se zvýšil. Celková produkce ropy těmito metodami je 34,4 milionů tun/rok. Zvláště důležité je poznamenat, že podíl produkce ropy prostřednictvím „terciárních“ metod na celkové produkci ve Spojených státech je asi 12 %.

Vzhledem ke stavu a perspektivám využití rozšířených metod těžby ropy je třeba hovořit o domácích zkušenostech s aktivním zaváděním těchto metod v 80. letech minulého století.

Impulsem pro rozvoj problému bylo zvláštní nařízení vlády země (1976), které určovalo objemy dodatečné těžby ropy pomocí „terciárních“ metod zvyšování těžby ropy, jakož i objemy produkce v zemi k tomu potřebné materiální a technické prostředky. Ekonomické pobídky byly rovněž poskytnuty pro provádění pilotních prací podniky produkujícími ropu. Aby bylo možné soustředit úsilí na řešení tohoto problému, byl vytvořen mezioborový vědeckotechnický komplex „Oil Recovery“. Organizační struktura Komplex poskytoval jak vědeckou podporu problému, tak realizaci programu experimentálních prací.

Servisní společnosti převedené do struktury RMNTK (Termneft, Soyuzneftepromkhim, Soyuznefteotdacha, Tatneftebitum) prováděly speciální soubory prací na pilotních polích ropných podniků, které dříve nebyly součástí praxe podniků (vstřikování chemických činidel, výroba a vstřikování chladiva a vzduchu, vstřikování uhlovodíkového plynu, instalace speciálního zařízení).

V relativně krátkém období se další produkce ropy „terciárními“ metodami zvýšila na 11 milionů tun/rok. Vědecká podpora problému byla provedena prostřednictvím VNIIneft s poskytnutím příslušných finančních prostředků.

S přechodem ropného průmyslu na nový systém řízení přestaly fungovat mechanismy pro stimulaci problému zvyšování těžby ropy, výrazně se snížila aktivita vědeckého výzkumu a začal klesat objem aplikací metod.

V současnosti produkce „terciárními“ metodami jen mírně přesahuje 1,5 mil. tun/rok. V posledních letech bylo na polích v zemi zahájeno a rozvíjeno několik projektů využívajících metod tepelné a plynové stimulace. Přitom podle našeho názoru existuje řada problémů spíše aplikovaného charakteru, jejichž studium nelze odložit, je-li cílem zvýšit objem těžby těžko obnovitelných zásob v příštích letech. Mezi tyto problémy:

Regulace pohybu slimáků roztoků chemických činidel přes formaci;

Snížená adsorpce chemických činidel na porézních médiích;

Vytváření cílených složení chemických činidel pro specifické podmínky v nádržích;

Snížení viskozity oleje in-situ pomocí chemikálií;

Modelování filtračních procesů různých činidel pro regeneraci oleje;

Regulace procesu in-situ oxidace oleje;

Stanovení vlivu vlastností porézního média a činidel vstřikovaných do útvaru na kinetiku oxidace při vstřikování vysokotlakého vzduchu;

Stanovení vlivu teploty na kapilární vlastnosti porézního média;

Stanovení vlivu teploty na křivky fázové permeability pro různá porézní média;

Optimalizace objemů plynového činidla při kombinaci vstřikování plynu a vody;

Použití pěnových systémů a dalších činidel pro řízení fyzikálně-chemických, tepelných a plynových metod;

Posouzení účinnosti vstřikování nízkomineralizované vody do útvarů, změna smáčivosti porézního média;

Hodnocení účinnosti vylepšených metod získávání ropy na základě údajů z terénu a mnoha dalších.

Objem a úroveň práce na aplikaci metod pro zvýšení těžby ropy a rozvoj těžko vytěžitelných zásob bohužel odpovídá jejich současné vědecké podpoře.

Přestože nedostatek federálních a oborových programů k tomuto problému neumožňuje konkrétně prezentovat objem výzkumu jednotlivých metod, nepřímé ukazatele (zejména ve srovnání se zahraničními společnostmi) jsou poměrně výmluvné.

Podle dostupných údajů jsou tak výdaje na výzkumné a vývojové práce v zahraničních ropných a plynárenských společnostech 6 až 10krát vyšší než ve velkých ruské společnosti.

Obrázek 3.2 - Objemy financování výzkumu a vývoje na výzkumníka, tisíce dolarů.

Podle G.I. Shmal, společnost Shell utratila 1,2 miliardy dolarů na výzkum a vývoj v roce 2007, 1,3 miliardy dolarů v roce 2008 a 1 miliardu dolarů v roce 2009. Náklady všech ruských ropných společností spolu s výdaji Gazpromu na výzkum a vývoj ve stejném roce činily 250 milionů dolarů vědeckou podporu tvorby nových technologií v širším měřítku zaznamenáváme nutnost podílet se na jejím financování jak stát, tak podniky. Je vidět (obr. 3.2), že v Rusku je financování VaV výrazně menší než v jiných zemích – jak ze strany státu, tak především ze strany byznysu.

Zajímavé údaje o patentování v sektoru ropy a zemního plynu, které opět zdůrazňují závislost tohoto ukazatele na objemu financování VaV: počet registrovaných patentů v ruských firmách je desítkykrát nižší než v zahraničních (obr. 3.3).

Obrázek 3.3 - Počet registrovaných patentů podle ropných a plynárenských společností, ks.

V poslední době se objevila řada povzbudivých faktorů pro možnost urychleného rozvoje problému zvyšování těžby ropy z útvarů s těžko dobytnými zásobami. Vedení země vyjádřilo obavy o úplnost těžby ropy na nalezištích země.

K ekonomické stimulaci rozvoje ložisek s těžko dobytnými zásobami byla přijata usnesení vlády:

Oleje s vysokou viskozitou (více než 20 mPa.sec);

Vysoká zálivka (více než 85 %);

S vrstvami s nízkou propustností (1,5-2,0; 1,0-1,5; méně než 1,0 mikronů 2,10-3).

Implementace přijatých dokumentů bohužel naráží na řadu praktických úskalí, které jsou spojeny s nutností vytvořit samostatné systémy pro sběr a úpravu ropy, což někdy vyžaduje značné náklady. Pokud jde o útvary s nízkou propustností, předložená verze usnesení vyžaduje ještě další upřesnění, a to jak k metodice stanovení propustnosti (absolutní nebo relativní), tak k možnosti dosažení takové přesnosti při diagnostice ropných ložisek podle propustnosti.

Při zvažování perspektiv posílení vědecké podpory průmyslu se někdy objevuje návrh svěřit řešení problémů průmyslu ropným společnostem a jejich výzkumným střediskům. Je však třeba vzít v úvahu, že vědecká a analytická centra soustředěná v ropných společnostech jsou zaměřena na řešení aktuálních aplikovaných problémů, navíc světová praxe ukazuje, že jakákoliv ekonomická; rozvojová země má vlastní průmyslovou politiku a průmyslová politika bez systematicky organizované průmyslové vědy je nemožné. Vysvětluje to skutečnost, že technologický horizont prognózy korporace zřídka přesahuje 7–10 let, zatímco základní výzkum slibuje ekonomicky významný výsledek za 20–30 let. Právě v takto vzniklé dvacetileté mezeře funguje systém aplikované (průmyslové) a akademické vědy - právě v tomto časovém období se nastavují mantinely pro průlomové inovace, které se v dalším kroku přenášejí na VaV oddělení korporací.

Existují také návrhy na soustředění vědy o ropě na vzdělávací univerzity, jak je částečně praktikováno v řadě z nich cizí země. Je však třeba vzít v úvahu skutečnost, že tuzemské vysoké školy zatím nemají potřebnou vědeckou, technickou a personální základnu a hlavně zkušenosti s aplikovaným výzkumem, které vznikají mnohaletým úsilím.

Zdá se tedy, že vyhlídky na zvýšení efektivnosti rozvoje ropných polí země a využití EOR jsou spojeny s potřebou oživení systému vědecké podpory tohoto problému na bázi komplexu průmyslových a vzdělávacích institucí, se zapojením v některých případech ústavů Ruské akademie věd.

Obecně lze návrhy na zintenzivnění prací na vytváření nových technologií pro rozvoj těžko obnovitelných zásob ropy formulovat takto:

Státní regulace problému;

Soustředění vědeckého, metodologického a technologického úsilí založeného na vědeckých a technických programech;

Vytváření vědeckých center na bázi průmyslových ústavů a ​​univerzit;

Organizační a finanční podpora problému na základě vládní programy experimentální a výzkumné práce, licenční a designové dokumenty;

Společné programy (pooly) ropných společností pro výzkum a testování EOR;

Vědecká podpora experimentální práce.

Realizace těchto návrhů podle mého názoru umožní do roku 2025 zvýšit vytěžitelné zásoby země o 2 - 4 miliardy tun s roční dodatečnou produkcí 30 - 60 milionů tun/rok.

ZÁVĚR

Rozvoj těžko vytěžitelných zásob ropy je spojen s problémem zvyšování faktoru získávání ropy. Za posledních 25 let se faktor těžby ropy v Rusku snížil ze 42 na 27–28 %, zatímco ve Spojených státech se ve stejném období faktor těžby ropy zvýšil z 32 na 40 %, ačkoli struktura zásob ropy je zpočátku horší. Tento nebezpečný trend je způsoben dvěma důvody. Za prvé, těžko obnovitelné zásoby již tvoří více než 50 % ruských zásob ropy, a když se vyvinou, faktor obnovy ropy je vždy nižší. Za druhé, schválené projekty rozvoje hlavních polí Ruska počítají s tradičním zaplavováním ložisek s charakteristickým nízkým faktorem těžby ropy, a nikoli s využitím moderních technologií ke zvýšení těžby ropy. Efektivitu těchto technologií dokládají zkušenosti ze Spojených států, kde se i přes vyčerpané podloží ročně prostřednictvím inovativních technologií vyrobí více než 30 milionů tun ropy. Ale také v Rusku, na nejstarším poli Romashkinskoye v Tatarstánu, je díky použití těchto metod roční nárůst objemu produkce 1,5 milionu tun. Bohužel je to jediný příklad v Rusku.

Nárůst zásob ropy, zejména v posledních letech, je 2x vyšší než její produkce. 24 nových nezávislých ropných společností vytvořených v Tatarstánu již zajistilo urychlené zprovoznění 36 ropných polí. Všechny ropné společnosti (bez OJSC Tatneft) budou v příštích letech produkovat 8 - 8,5 milionů tun ročně. Největší ropnou společností je OJSC Tatneft, která je z hlediska roční produkce jednou ze čtyř největších ropných společností v Rusku a jednou z 30 předních ropných společností na světě, poskytuje až 40 % příjmů do rozpočtu republiky Tatarstán. Po vytěžení asi 2,7 miliardy tun ropy od začátku rozvoje nalezišť v Tatarstánu společnost stabilizovala produkci ropy a zajistila, že nárůst zásob převyšuje produkci 2krát. V současné době se více než 40 % ropy na nalezištích Tatarstánu vyrábí zaváděním moderních technologií a metod pro zlepšení těžby ropy. Ani náhodou cenné papíry OAO Tatneft je kotována na prestižních londýnských a newyorských burzách.

SEZNAM POUŽITÝCH REFERENCÍ

1. Vrtání a olej. Srpen 2012. Odborný časopis.

2. Dunaev V.F. Ekonomika podniků ropného a plynárenského průmyslu: učebnice / V.F. Dunaev, V.L. Špakov. N.P. Epifanová, V.N. Lyndin. - Ropa a plyn, 2009. - 352 s.

3. Kontorovich A. E., Korzhubaev A. G., Eder L. V. Strategie rozvoje ropného komplexu / All-Russian Economic Journal „Economy and Organization“. - 2008. - č. 7. - 78 s

4. Korzhubaev A.G., Sokolova I.A., Eder L.V.. Analýza trendů v ropném komplexu Ruska / All-Russian Economic Journal „Economy and Organization“, 2010., - č. 10 - 103 s.

5. Martynov V. N. V ropném a plynárenském vzdělávání je krize z nadprodukce / Journal “Oil of Russia”, 2009. - č. 8 - 23 s.

Líbí se? Klikněte na tlačítko níže. Tobě není těžký a pro nás Pěkný).

Na stáhnout zdarma Abstrakty maximální rychlostí, zaregistrujte se nebo se přihlaste na stránku.

Důležité! Všechny prezentované abstrakty ke stažení zdarma jsou určeny k sestavení plánu nebo podkladu pro vaše vlastní vědecké práce.

Přátelé! Máte jedinečnou příležitost pomoci studentům, jako jste vy! Pokud vám naše stránky pomohly najít práci, kterou potřebujete, pak jistě chápete, jak může práce, kterou přidáte, usnadnit práci ostatním.

Pokud je podle vás Abstrakt nekvalitní nebo jste toto dílo již viděli, dejte nám prosím vědět.

Ropa je jedním z hlavních zdrojů, které lidé potřebují. Po mnoho tisíciletí lidstvo využívá ropu v různých oblastech činnosti. A přestože vědci neúnavně pracují na vývoji nových energetických technologií, stále zůstává ropa v prvé řadě nepostradatelným produktem v oblasti energetiky. Zásoby tohoto „černého zlata“ se však neuvěřitelně rychle vyčerpávají. Téměř všechna obří ložiska byla již dávno nalezena a vyvinuta, prakticky žádná nezbyla. Stojí za zmínku, že od začátku tohoto století nebylo objeveno jediné velké ropné pole jako Samotlor, Al-Ghawar nebo Prudhoe Bay. Tato skutečnost je důkazem toho, že lidstvo již vyčerpalo největší část ropných ložisek. V tomto ohledu je problematika těžby ropy rok od roku akutnější a naléhavější, zejména pro Ruskou federaci, která je z hlediska kapacity svého ropného rafinérského sektoru na třetím místě mezi všemi zeměmi světa, za Čínou a USA.

Ruská vláda tak vynakládá veškeré úsilí, aby udržela objemy produkce ropy, a tím udržela vliv státu na světovém trhu. Podle analytických předpovědí přejde v blízké budoucnosti vedoucí postavení v oblasti těžby ropy na Kanadu, Brazílii a Spojené státy, což je pro Ruskou federaci zklamáním. Od roku 2008 země zaznamenává negativní dynamiku těžby tohoto zdroje. Podle ministerstva energetiky byla k roku 2010 produkce ropy ve státě 10,1 milionu barelů, ale do roku 2020, pokud se nic nezmění, produkce klesne na 7,7 milionu barelů. Situaci lze změnit pouze přijetím drastických opatření v politice průmyslu těžby ropy a rafinace ropy. Všechny tyto statistiky a ukazatele však nenaznačují, že by zásoby ropy docházely. To naznačuje, že většinu nyní tvoří těžko obnovitelné zásoby ropy. Podle odhadů ministerstva energetiky je celkový počet takových ropných ložisek v Rusku asi 5–6 miliard tun, což v procentuálním vyjádření představuje 50–60 % z celkového objemu. Ropa z těsné blízkosti je tedy dobrým řešením problému udržení požadovaných objemů produkce ropy. Těžba těžko vytěžitelné ropy je tedy nezbytným opatřením.

Těžko obnovitelné zásoby ropy jsou ložiska ropy, která se vyznačují nepříznivými podmínkami pro těžbu tohoto zdroje a také nepříznivými fyzikálními vlastnostmi. Navíc tenhle typ ropná ložiska také zahrnují ta, která se nacházejí v šelfové zóně, na polích v pozdní fázi vývoje, stejně jako ropa s vysokou viskozitou. Dobrý příklad pro výrobu oleje s vysokou viskozitou je vývoj na Jamalsko-německém poli, které má vlastnosti přispívající k tuhnutí ropy nejen za studena, ale i při teplotách nad nulou.

Absolutně všechna těžko obnovitelná ložiska ropy jsou rozdělena do dvou kategorií:

1. Nádrže vyznačující se nízkou propustností útvarů. Patří sem husté pískovce, břidlice a souvrství Baženov;
2. Vysoce viskózní a těžký olej - přírodní bitumen, ropné písky.

Stojí za zmínku, že olej patřící do první skupiny ve svých kvalitativních charakteristikách je zcela srovnatelný s olejem, který se získává tradiční metodou.

Vzhledem k obtížím při těžbě takové ropy stojí za zmínku, že konvenční metody rozvoje takových polí budou neúčinné. V tomto ohledu se používají zcela jiné technologie, které vyžadují odpovídající náklady. Odborníci již několik let studují ložiska těžko vytěžitelné ropy a vyvíjejí vhodné, a přitom relativně levné metody její těžby.

Rozvoj těžko obnovitelných zásob ropy pomocí tradičních metod tedy vede k tomu, že zpočátku je zdroj z vrtu dobrý, ale rychle se vyčerpá. To je způsobeno skutečností, že těžba ropy se v tomto případě provádí z malé oblasti, která těsně přiléhá k perforované části vrtu. V tomto ohledu vrtání konvenčních vertikálních studní nedává požadovaný výsledek. V tomto případě by měly být použity metody ke zvýšení produktivity vrtu. Zpravidla jsou zaměřeny na zvětšení oblasti kontaktu s formací, která má vysokou nasycenost olejem. Tohoto efektu lze dosáhnout vrtáním studní s velkým horizontálním řezem a také použitím metody hydraulického štěpení na několika místech současně. Tato metoda se také často používá při těžbě ropy z břidlic. Pro výrobu například přírodního bitumenu nebo ultraviskózního oleje však bude tento způsob neúčinný.

Volba metod těžby takových surovin je založena na takovém parametru, jako je hloubka výskytu hornin nasycených ropou. Pokud se ložiska nacházejí v relativně malé hloubce, do několika desítek metrů, pak otevřená metoda Výroba V opačném případě, pokud je hloubka dostatečně velká, se těžce vytěžitelný olej nejprve pod zemí zahřeje parou, čímž se stane tekutější a vynese se na povrch. Výroba páry, která je čerpána do vrtu, se provádí ve speciální kotelně. Stojí za zmínku, že při použití této metody vznikají potíže, pokud je hloubka těžko obnovitelného oleje velmi velká. Je to dáno tím, že pára na cestě k oleji ztrácí teplotu, čímž se olej neohřívá tak, jak je potřeba, a proto se jeho viskozita nemění tak, jak je potřeba. Existuje proto metoda paroplynové stimulace, která nezahrnuje přivádění páry do formace, ale její přímé získávání v požadované hloubce. K tomu je přímo v porubu instalován parní generátor. Do parogenerátoru jsou dodávána speciální činidla, jejichž vzájemným působením vzniká teplo, které přispívá k tvorbě dusíku, oxidu uhličitého a vody. Když se oxid uhličitý rozpustí v oleji, stane se také méně viskózní.

Stojí tedy za zmínku, že ropa z těsné blízkosti je důležitým zdrojem, jehož těžba pomůže udržet produkci požadovaných objemů ropy. K její těžbě by však měly být použity zásadně odlišné metody, výrazně odlišné od těžby ropy z tradičních ložisek. To s sebou nese další finanční výdaje. V tomto ohledu budou konečné náklady na vytěženou těžko vytěžitelnou ropu asi 20 USD za 1 barel, zatímco náklady na 1 barel tradiční ropy jsou 3–7 USD. Specialista nadále pracuje na nových technologiích, které umožní těžbu těžko vytěžitelné ropy s minimálními náklady.