Greu de recuperat ulei. Tight oil este viitorul industriei petroliere

Rezerve TRIZ greu de recuperat . În URSS, personalul Bakken ( Formația Bazhenov ) a fost observată cu 10 ani mai târziu decât în ​​SUA și au început să o studieze cu atenție în 1968. A fost ca un caz în care „nu ar fi existat nicio fericire, dar durerea a ajutat”. La câmpul Salym de lângă orașul Gornopravdinsk, în timpul adâncirii sondei de explorare 12-R la o adâncime de jos de 2840 m, a avut loc un flux necontrolat de petrol, în urma căruia aparatul de foraj a luat foc. În urma investigațiilor asupra rolului organelor de drept, s-a putut dovedi că geologii și muncitorii nu erau de vină. Fântâna (capacitatea sa a fost estimată la câteva sute de tone pe zi), care s-a format acolo unde nimeni nu se aștepta, a întors capetele oamenilor de știință și liderilor ruși. Suita Bazhenov (și de acolo a început să curgă fântâna) a început să fie studiată activ și au fost forate puțuri proaspete. Dar s-a descoperit rapid că productivitatea sondelor a fost cu siguranță diferită; având în vedere provocările tehnologice, geologii nu au avut capacitatea de a caracteriza întreaga secțiune a Formațiunii Bazhenov. Ca urmare perioadă lungă de timp Zăcămintele Bazhen au rămas mai degrabă un subiect de cercetare științifică decât de dezvoltare industrială reală.

Acum situația este fundamental diferită. Ca urmare a epuizării zăcămintelor clasice și (merită să recunoaștem) a abilității de succes a SUA în dezvoltarea formațiunilor de șist, guvernul din Federația Rusă și companiile petroliere acordă cea mai mare atenție dezvoltării unor forme greu de recuperat. rezerve de ulei. Toți favoriții industriei petroliere ruse lucrează cu Bazhen - Rosneft, LUKOIL, Surgutneftegaz și Gazprom Neft acordă, de asemenea, o atenție excesivă planurilor de șist. La începutul lunii februarie 2014, a fost semnat o completare la acordul activ cu Schlumberger privind cooperarea tehnologică în dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat, în special formațiunea Bazhenov. Și în 2013, Shell și Gazprom Neft au creat o societate mixtă, Khanty-Mansi Oil and Gas Union, pentru a lucra în zonele petroliere de șist din Siberia de Vest. Mai mult decât atât, companiile au deja un joint venture de succes - Salym Petroleum Development, care dezvoltă grupul de câmpuri petroliere Salym și încă lucrează la dezvoltarea formațiunii Bazhenov: în februarie a acestui an, SPD a început să foreze 1 sondă orizontală de evaluare în câmpul Salym de Sus. Cu toate acestea, pe lângă elementul tehnologic, în toate planurile de implicare în dezvoltarea rezervelor greu de recuperat din Federația Rusă (ca, în general, în orice altă țară din lume) există și unul economic.

REDUCERI DE IMPOZIT (rezerve greu de recuperat)

Poziția autorităților ruse cu privire la importanța problemei implicării în producție a rezervelor greu de recuperat s-a schimbat dramatic. În special, potrivit șefului Ministerului Resurselor Naturale Serghei Donskoy, studiul rezervelor nestandard de hidrocarburi din Federația Rusă, care este activat în timp real, va fi un factor necesar în producția de petrol în 20 de ani: „Dacă putem pune rezervele din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk în bilanț pentru rezerve de petrol greu de recuperat, apoi Federația Rusă ar putea deveni numărul unu în lume în ceea ce privește rezervele de petrol.” Sub Ministerul Resurselor Naturale al Federației Ruse, pe baza Rosgeologiei, se formează un centru de coordonare pentru cercetarea și studiul formelor și surselor nestandardizate de materii prime hidrocarburi. Potrivit textelor directorului general adjunct al acestei companii, Roman Samsonov, pe terenurile Federației Ruse sunt vizate patru sau cinci locuri de testare pricepute, cu diferite condiții naturale, peisaje și caracteristici geologice. Ministrul Energiei, Alexander Novak, a declarat, la rândul său, că Federația Rusă va continua să crească producția de petrol, inclusiv datorită studiului rezervelor greu de recuperat. Conform textelor sale, intensificarea muncii cu această categorie de resurse a devenit posibilă ca urmare a adoptării modificărilor la legislația privind stimulentele fiscale, care inițiază extragerea rezervelor de petrol greu recuperabile.

Într-adevăr, guvernul în perioada 2012–2013 a făcut o serie de pași în această direcție, cel central fiind elaborarea Legii federale nr. 213-FZ, care a introdus beneficiu fiscal sub forma unor coeficienți reducători la cota impozitului la extracția mineralelor necesare (MET) în raport cu mai multe categorii de TRIZ. În special, cota impozitului pe extracția mineralelor poate fi redusă de la 20% la 100% în funcție de permeabilitatea zăcământului și de tipul zăcământului productiv (zero se aplică petrolului produs din zăcăminte clasificate ca zăcăminte productive Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanik) . În plus, au fost aduse modificări la legea „Cu privire la tarifele vamale”, care introduc o rată redusă a taxei de export la petrolul extras din zăcămintele formațiunii Tyumen. Pentru a utiliza o rată redusă, este necesar ca rezervele inițiale de petrol din zăcămintele formațiunii Tyumen să fie de cel puțin 80% din rezervele inițiale de petrol ale întregii zone de licență.

Legea are, de asemenea, restricții privind acordarea de prestații. Una dintre cele mai semnificative este că nivelul de epuizare a depozitelor de rezerve greu recuperabile de la 1 ianuarie 2012 nu trebuie să depășească 3%, sau depozitele trebuie incluse în bilanțul municipal de aprovizionare de la 1 ianuarie 2012. Există, de asemenea, multe probleme cauzate de faptul că procedura de determinare a caracteristicilor de permeabilitate și a grosimii efective saturate cu ulei a unui rezervor pentru un zăcământ de hidrocarburi este situată în stadiul de dezvoltare. Și până la intrarea în vigoare a acestuia, contribuabilul trebuie să fie controlat de valorile de permeabilitate și de grosimea efectivă saturată de petrol a formațiunii, notate în Bilanțul Municipal al Rezervelor de Minerale Necesare (GBZ) de la 1 ianuarie 2012. Cu toate acestea, prima practică de utilizare a stimulentului a arătat că caracteristicile de permeabilitate, grosimea efectivă saturată de ulei a formațiunii și, de exemplu, depozitele productive din GBZ sunt întotdeauna reflectate cu tact. Și acest lucru complică semnificativ probabilitatea de a primi beneficii. Din 7 februarie 2014, explicațiile Federal serviciul fiscal RF cu o listă de nume de straturi cu atribuirea lor la un alt depozit productiv. Cu toate acestea, cum vor funcționa aceste explicații este încă neclar.

În general, firmele petroliere privesc pozitiv misiunea guvernului, încurajând dezvoltarea TRIZ. Legea 213 a permis deja să crească eficienta financiara dezvoltarea și instalarea de rezerve greu de recuperat în 10 zăcăminte din toată țara. Gazprom Neft mai are aceste depozite în rucsac. Cu toate acestea, în opinia lucrătorilor din petrol, setul de beneficii existent încă nu are posibilitatea de a iniția în mod absolut dezvoltarea rezervelor greu de recuperat. Guvernul, îndeplinind dorințele lucrătorilor din petrol, invită să crească pragul de epuizare a câmpului de la 3 la 10%. Proiectul de lege, care propune extinderea posibilității de utilizare a coeficienților reducători ai cotei impozitului pe extracția mineralelor la depozitele aferente zăcămintelor productive ale formațiunilor Bazhenov, Khadum, Domanik și Abalak cu un grad de epuizare a rezervelor de la 1 ianuarie 2012 de la 3. la 10%, este deja în Duma de Stat. Dimpotrivă, Ministerul Finanțelor al Federației Ruse nu se opune la acest lucru, iar în departamentul de relații publice al Ministerului Energiei i-au spus jurnalistului SN că departamentul, în plus, consideră recomandabil să crească limita superioară a grad de producție de la 10 la 13%, „întrucât în ​​prezent există momente de limitare a epuizării proviziilor în scopul utilizării rate diferențiate Taxa de extracție minerală a petrolului greu de recuperat a eliminat posibilitatea de a folosi beneficii pentru economia planurilor care au fost în dezvoltare de mult timp.”

În prezent, este de asemenea luată în considerare posibilitatea acordării de preferințe fiscale sub forma unui coeficient de reducere a cotei taxei de extracție a mineralelor pentru petrolul cu vâscozitate mare (cu o vâscozitate de la 30 mPa s la 200 mPa s).

Dar aceste concluzii, dacă sunt adoptate, pot fi considerate totuși doar ca parte a unui ansamblu de măsuri de stimulare a dezvoltării rezervelor greu recuperabile. Lucrătorii petrolieri ar dori să introducă o cotă zero a taxei de extracție a mineralelor pentru depozitele de rezerve greu de recuperat, indiferent de gradul de epuizare al zăcămintelor, pentru a extinde beneficiile la rezervoare cu permeabilitate scăzută, zone cu saturație scăzută de petrol (nu mai mult de 55%) sau o lățime efectivă redusă a rezervorului (nu mai mult de 4 metri), sau cu cea mai mare tăietură de apă (mai mult de 80%) pentru formațiunea Achimov, extindeți preferenţialul etapa fiscală până la 20 de ani pentru toate categoriile de consumabile greu de recuperat.

„Desigur, ținând cont de concentrarea Ministerului Finanțelor al Federației Ruse asupra prevenirii unei scăderi a părții profitabile a bugetului de stat, posibilitatea adoptării acestor amendamente nu este evidentă”, a declarat Alexander Shubin, șeful departamentul fiscal și personalitățile politice ale Gazprom Neft. - Cu toate acestea, aceasta este o muncă pentru viitor. Cota taxei de extracție a mineralelor în structura tuturor planurilor fiscale (cu excepția taxei de export) este de 80%, iar extinderea caracteristicilor preferențiale pentru TRIZ poate avea un impact semnificativ asupra eficienței implementării acestora, ceea ce va ajuta, fără îndoială, la eliminarea planuri cu profit scăzut la un grad de profitabilitate acceptabil pentru a face o concluzie pozitivă de investiție.

Sub rezerva actualizării cadrului de reglementare în ceea ce privește extinderea perimetrului rezervelor preferențiale, extinderea perioadei de influență a stimulentului și stabilirea unei proceduri incolore pentru determinarea și utilizarea coeficienților proaspeți, stimulentul are posibilitatea de a oferi o a doua viață aproape toate activele active ale ramurii petroliere ruse și ale Gazprom Neft în special și vor avea, de asemenea, un impact pozitiv asupra implicării în dezvoltarea de TRIZ-uri proaspete odată cu introducerea tehnologii moderne producția de petrol, ajutând la actualizarea arsenalului tehnologic al industriei.”

Experții din industrie vorbesc și ei despre asta. Pentru monitorizarea Întreprinderii de Stat „NACRN numită după. V.I. Shpilman”, până în 2030, câmpurile formațiunii Bazhenov au capacitatea de a produce 18-20 de milioane de tone de petrol pe an, dar sub rezerva depozitării unui pachet de beneficii. În acest caz, beneficiile emise acum se vor plăti singure a doua zi. Potrivit Centrului. Shpilman, producția de aproximativ 600 de milioane de tone de petrol din câmpurile formațiunii Bazhenov are capacitatea de a livra bugetului până la 2 trilioane de ruble.

Gazprom Neft (și industria în ansamblu) sugerează că stimulentele pentru dezvoltarea TRIZ-urilor sunt doar prima perioadă pe calea creșterii atractivității producției complexe de petrol în Federația Rusă. Beneficiile active sunt aplicabile destul de restrâns și doar o mică parte din provizii, caracterizată prin complexitatea dezvoltării, sunt afectate de acestea. Lucrătorii petrolieri spun că cel mai bun mecanism de stimulare a dezvoltării acestor rezerve este impozitul pe veniturile auxiliare, care va garanta constituirea bazei de impozitare în funcție de rezultatele financiare finale ale lucrării. Cu acest AIT, va permite firmelor să minimizeze povara fiscală în stadiul inițial al afacerii, când investițiile sunt maxime, dar literalmente nu există încă nici un profit.

Cu toate acestea, încă nu există integritate în guvern sub acest pretext. Ministerul Energiei discută în prezent posibilitatea introducerii taxei suplimentare pentru planurile individuale, însă Ministerul Finanțelor spune că acest conținut nu este o prioritate acum. Adepții filialei nu își pierd speranța și continuă să găsească noi modalități de a dezvolta provizii greu de extras.

18.10.2017

Sursă: Revista „PROneft”

În acest articol, conceptul de dezvoltare a rezervelor greu de recuperat de jante de petrol conforme este examinat folosind exemplul zăcământului East Messoyakha, care astăzi este cel mai nordic zăcământ de petrol continental din Rusia. Pe lângă obiectul principal de dezvoltare al formațiunii PK1-3, care conține rezerve semnificative de petrol și gaze, s-a stabilit potențial de petrol și gaze în alte 30 de formațiuni. Structura structurală și tectonă complexă a regiunii a dus la formarea de capcane promițătoare, ecranate atât tectonic, cât și litologic. Problemele asociate cu particularitățile apariției straturilor și implementarea conceptului de dezvoltare necesită diverse soluții tehnologice.

Probleme

Un exemplu de capcane promițătoare în teren sunt obiectele Blocului 4 ( orez. 1), limitată într-o zonă de depresiune structurală locală cauzată de o serie de perturbări tectonice mari care au format grabenul. Este în zona grabenului ( vezi fig. 1) sunt concentrate 25 de straturi cu mici zăcăminte de motorină și o margine subțire de petrol, limitate în principal la blocuri individuale (40 de zăcăminte în total, dintre care 22 de petrol, 12 de motorină și 6 de gaz).

Orez. 1. Modelul structural al câmpului Messoiakhskoye de Est ( A), Blocul 4 cu blocuri separate ( b) și formațiuni productive ale Blocului 4 ( V)

Sarcinile de dezvoltare a obiectelor de bază ale depozitelor multistrat includ: eficiență economică extragerea rezervelor și testarea tehnologiilor pentru extragerea acestora. Pentru a introduce facilitățile din Blocul 4 în dezvoltarea la scară largă, a fost întocmită o diagramă bloc a etapelor proiectării lor conceptuale ( orez. 2).

Orez. 2. Procedura de proiectare a facilitatilor de dezvoltare pentru Blocul 4:
GDM – model hidrodinamic; RPM – menținerea presiunii din rezervor; GS – puțuri orizontale; MZGS – puțuri orizontale multilaterale; UTILIZARE – operare simultan-separată; OPD – lucru industrial pilot

La crearea unui concept de dezvoltare câmp petrolier După determinarea dimensiunii și a principalelor parametri geologici și fizici ai formațiunilor, este necesar să se rezolve problema ierarhării obiectelor de dezvoltare selectate și evaluarea preliminară a productivității așteptate a sondelor și a rentabilității dezvoltării acestor obiecte. La aprecierea priorității obiectelor de dezvoltare s-au luat în considerare formațiunile cu rezerve de petrol de categoria C1, în timp ce obiectele de calcul au fost zăcămintele fiecărei formațiuni.

Prioritatea obiectelor de dezvoltare a fost determinată prin metoda suprapunerii bazată pe trei metode (coeficient analitic, tehnic și economic analitic, calcul numeric folosind linii de flux).

Prioritizarea obiectelor

Metoda coeficientului analitic

1. Calculul coeficientului ratei de selecție folosind formula

Unde k– permeabilitatea determinată din sondaje geofizice ale puțurilor; ∆ R– diferența de presiune între puțurile de producție și de injecție; μ – vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor.

2. Calculul ratei relative de actualizare folosind formula

Unde Kс.о.max – coeficientul maxim al ratei de selecție.

3. Identificarea obiectelor pe baza cantității de rezerve reduse de petrol mobil determinată din expresie

Unde Q n – rezerve mobile de petrol

Metoda tehnico-economică

1. Găsirea debitelor inițiale de ulei în timpul inundațiilor în linie dreaptă folosind formula lui Masket

Unde L– lungimea elementului de sistem de dezvoltare; W– spațierea rândurilor; h n – grosimea formațiunii saturată cu ulei; r w– raza puțului.

2. Determinarea ratelor de scădere a producției de petrol

Scăderea debitului q la timp t este dat conform legii exponențiale: q(t)=q 0 e – Dt (D = q 0 /N pw – coeficientul de scădere a producției; N pw – producția acumulată din sondă). Prin urmare N pw este egal cu stocurile mobile care îi sunt atribuite

3. Calculul valorii actuale nete per sondă pentru fiecare obiect de dezvoltare folosind formula

unde FCF w ( t) – cash flow net, în cea mai simplă formă FCF w(t)= q 0 e –Dt p nb ;

pnb– prețul net-back al petrolului minus taxa de extracție a mineralelor; r– factor de reducere normal (continuu); c w– investiții de capital specifice în foraj și construcție de instalații locale; θ – rata impozitului pe venit.

4. Identificarea obiectelor după valoarea VAN (7)

Unde Np– rezerve mobile ale obiectului de dezvoltare.

Calculul liniilor de fluidizare

1. Stabilirea parametrilor sistemului de formare și dezvoltare. Pentru efectuarea calculelor a fost utilizat programul GP, care implementează metoda streamline pentru a determina dinamica producției.

2. Calculul dinamicii producției de ulei, lichide, injecție de apă

3. Calculul VAN.

4. Identificarea obiectelor după valoarea VAN.

După calcule folosind trei metode, s-a obținut o histogramă ținând cont de prioritatea obiectelor ( orez. 3). În această etapă, este deja posibilă identificarea obiectelor promițătoare care vor fi primordiale în dezvoltarea întregului bloc.

Orez. 3. Histograma priorității obiectelor de dezvoltare, construită pe baza calculelor folosind trei metode diferite

La valori scăzute ale indicelui de rentabilitate PI pentru obiecte, posibilitatea de a încorpora straturi prin schimbarea investitii de capitalîn forarea întregii sonde (implicarea rezervelor de petrol prin forarea puţurilor orizontale şi puţurilor cu mai multe gauri). Identificarea obiectelor pe baza suprapunerii rezultatelor metodelor, ținând cont de posibilitatea unirii straturilor, este prezentată în orez. 4.

Orez. 4. Prioritizarea finală a obiectelor

Luând în considerare posibilitatea utilizării MZGS și utilizarea resurselor electronice de energie, toate obiectele luate în considerare sunt profitabile, cu excepția BU6 3. S-a stabilit prioritatea finală a formațiunilor: obiectele principale sunt BU13 1, MX4, MX8- 9, BU6 1+2, BU8, BU10 1, BU10 2, obiectele de conectare sunt PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, BU12 2.

Pentru a optimiza costurile de dezvoltare a instalațiilor, a fost luată în considerare posibilitatea combinării formațiunilor într-o singură unitate de producție. Formațiunile PK20 și PK21 îndeplinesc criteriile pentru o astfel de combinație. Se recomandă: formarea unui sistem selectiv de dezvoltare cu puțuri direcționale sau MZGS; dezvoltarea straturilor PK20-21 ca un singur obiect; formațiunea PK22 - stoc de puț returnabil sau independent. Pe baza faptului că proprietățile de filtrare și de rezervor (RPP) ale formațiunilor luate în considerare au o împrăștiere destul de mare, precum și un grad de incertitudine destul de ridicat, înainte de a construi modele hidrodinamice la scară reală, s-au obținut matrice de modele sectoriale ținând cont ia în considerare intervalele de modificări ale caracteristicilor geologice și fizice ale formațiunilor. Au fost create patru matrice de modele sectoriale. Parametri precum adâncimea, porozitatea, saturația uleiului, conținutul de nisip, presiunea inițială a rezervorului, vâscozitatea uleiului au fost luați ca medii ponderate pentru grupul de formațiuni luate în considerare. Modelele sectoriale diferă în grosimea saturată de petrol hн, raportul dintre grosimea saturată de petrol și grosimea saturată de gaz hg sau grosimea saturată de apă hв, parametrul k∆p/µ, precum și distanța dintre puțuri pentru puțurile adoptate. sistem de dezvoltare pe un singur rând. Înainte de a calcula toate variațiile de model, s-au determinat modurile optime de funcționare ale puțurilor și amplasarea acestora în secțiune în funcție de grosimea saturată cu petrol.

Astfel, în urma calculelor modelelor sectoriale, s-au construit matrici de stabilitate ale soluției tehnico-economice pentru diferite caracteristici geologice și fizice ale obiectelor ( orez. 5).

Orez. 5. Matricea stabilității soluției tehnico-economice pentru diverse caracteristici geologice și fizice ale obiectelor

Ulterior, evaluând intervalul de incertitudine a parametrilor geologici pentru fiecare zăcământ, s-a luat decizia de a construi un model hidrodinamic la scară largă bazat pe sustenabilitatea rentabilității dezvoltării obiectului. Rezultatele evaluării profitabilității în calculele analitice și modelarea sectorială sunt prezentate în masa 1, unde sunt evidențiate principalele obiecte de dezvoltare, pentru care s-a planificat ulterior construcția de modele hidrodinamice la scară mare.

Un obiect	bloc fântâni	Categorie rezerve ulei	Rentabilitatea conform rezultatelor		Necesitate constructie 3D GDM	Notă
			analitic calcule	sectoriale modelator
PC 20	50, 132	C1 + C2	✔	=	✔	Luarea în considerare a funcționării în comun a instalațiilor
PC 21	50, 132	C1 + C2	✔	✔	✔	Mic h ef.n
MX 1	50, 132	C 1	=	✘	✘	Mic 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	=	✘	✘	Mic h ef.n
BU 10 1	33	C1 + C2	✔	✔	✔
BU 10 2	33	C 1	✔	✔	✔
BU 10 2	41	C 1	✔	✔	✘	Sistem selectiv de dezvoltare
BU 12 2	50, 132	C1 + C2	=	✔	✘	Mic h ef.n
BU 13 1	38	C 1	✔	✔	✔

Note 1. h ef.n – grosimea efectivă saturată de ulei.
2. = – riscuri mari la dezvoltarea unui obiect.

Prezența hărților de grosimi saturate de petrol, hărți de permeabilitate și raport de grosime (saturat de gaz/saturat de petrol) permite obținerea unei hărți a zonelor profitabile ale tuturor formațiunilor considerate și aplicarea acesteia fără calcule pe modele la scară reală. Un avantaj suplimentar al utilizării unei matrice de modele sectoriale în comparație cu calculele la scară completă este viteza de luare a deciziilor cu privire la fezabilitatea forării puțurilor după o modificare a structurii geologice a zăcămintelor.

Pentru o evaluare detaliată a profilului de producție și a rentabilității instalațiilor au fost construite modele hidrodinamice 3D pentru 10 straturi. Pe baza calculelor efectuate pe modele hidrodinamice la scară reală și tehnice indicatori economici dezvoltare, s-au format opțiuni de bază pentru dezvoltarea facilităților cu posibilitatea de utilizare a tehnologiei MZGS și WEM. Apoi, optimizarea sistemelor de dezvoltare a instalațiilor a fost realizată ținând cont de zonele profitabile, care au fost determinate pe baza următoarelor date:

Indicatori economici de dezvoltare bazați pe rezultatele modelării sectoriale (dependența VAN de FES);

Rezultatele analizei profilului fluxurilor de petrol/gaz/apă în puț, obținute pe modele hidrodinamice la scară reală;

Prezența unei punți de lut între gaz și petrol (contact).

Un exemplu de optimizare a unui sistem de dezvoltare în funcție de opțiuni pentru obiectul BU6 1+2 în zona unei sonde de explorare. 33 prezentat la orez. 6.

Orez. 6. Locația puțului în funcție de opțiunile de dezvoltare:
A– dezvoltarea obiectelor folosind un sistem obișnuit de dezvoltare;
b– sistem adaptativ de dezvoltare ținând cont de amplasarea puțurilor în zone profitabile;
V– sistem de dezvoltare selectivă, ținând cont de amplasarea puțurilor în zone profitabile fără menținerea presiunii

După delimitarea zonelor profitabile, varianta de bază de dezvoltare a fost ajustată, astfel încât puțurile să nu fie amplasate în zone neprofitabile ale zăcământului.

Indicatorii economici au fost calculați folosind date de intrare specifice (reducere de 15%) și prezentați ca VAN pozitiv sau negativ.

Luând în considerare determinarea indicatorilor de dezvoltare tehnică și economică pentru acest obiect, se recomandă amplasarea selectivă a puțurilor fără menținerea presiunii, deoarece în acest scenariu este îndeplinită condiția pentru valoarea maximă a VAN.

În mod similar, a fost luată în considerare optimizarea sistemelor de dezvoltare pentru toate site-urile, ținând cont de prezența zonelor profitabile. La proiectarea dezvoltării câmpurilor multistrat cu sisteme de sonde multilaterale, este important să se evalueze fezabilitatea implementării tehnice a acestei tehnologii. În acest caz, trebuie rezolvate următoarele probleme:

Posibilitatea de a combina obiectivele de proiectare ale diferitelor obiecte într-un singur puț multilateral;

Posibilitatea de a schimba obiectivele proiectului, care este asociată cu probleme tehnice de implementare;

Proiectarea sondelor multilaterale din cluster pad-uri de Faza 1 (obiect PK1-3);

Modelarea profilelor de sondă și calculul implementării tehnice;

Selectarea și luarea în considerare a nivelului de finalizare a unei sonde multilaterale pe profilul său;

Selectarea grupurilor de puțuri prioritare pentru testarea pilot;

Estimarea costului sondelor pentru diferite opțiuni de dezvoltare și scheme de grupare.

Lucrările pregătitoare înainte de modelare au fost de a determina lungimea maximă posibilă a secțiunii orizontale pentru fiecare obiect din punct de vedere al forajului. Calculele s-au bazat pe datele preliminare de grupare de la Blocul 4 al unităților miniere și de foraj.

Apoi, pentru a determina posibilitatea forării trunchiurilor orizontale de diferite lungimi, au fost adoptați parametri medii de-a lungul profilului sondei obținute în timpul grupării. Prin modelarea forajului puțurilor cu lungimi diferite ale secțiunii orizontale s-au identificat limitări la implementarea tehnică a forajului și posibilitatea transferului încărcăturii pe bit. Clasificatorul tehnologiilor de foraj de sondă în funcție de lungimea secțiunii orizontale a sondei este dat în masa 2. Include oțel de tip țevi de foraj, clasa de țevi, BHA și tipul de noroi.

Plast	In medie lungimea de trunchi, m	In medie adâncimea de verticală, m	Număr fântâni pentru calcule	Clasificator al tehnologiilor de foraj in functie de lungimea liniei orizontale, 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	Pliere 89 de unelte
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	Pliere 89 de unelte

Notă. G/S – țevi de foraj de calitate din oțel; P – clasa de conducte; PDM/RUS – sistem de control al motorului/rotorului cu șuruburi în fund; OBM este un fluid de foraj pe bază de hidrocarburi.

Prima etapă de lucru este crearea unui model pentru gruparea și obținerea coordonatelor inițiale ale țintelor puțului. Modelul pentru grupare a fost dezvoltat în timpul proiectării fazei 1 de dezvoltare a obiectului PK1-3 - o formațiune de deasupra la adâncimi mici, a cărei caracteristică este plasarea densă a țintelor.

Pe baza rezultatelor sondajelor și a constrângerilor topografice și infrastructurale, rezultatul final a fost poziția de proiectare ajustată a perdurilor de sondă din Faza 1. Au fost efectuate lucrări ulterioare ținând cont de conectarea noilor puțuri de proiect la platformele de sondă din Faza 1.

Scopurile puțurilor de proiectare ale Blocului 4 au fost determinate pentru fiecare sondă pentru fiecare obiect, împreună cu propuneri de combinare a obiectivelor pentru diferite obiecte într-o singură sondă. Modelarea schemei de bucșe a fost efectuată într-un PC specializat DSD WellPlanning.

Datorită necesității de a lega puțurile din proiect de percuțele de sondă ale instalației PK1-3, s-au efectuat lucrări de profilare a puțurilor. Mai întâi, trunchiul principal a fost modelat, apoi cel de-al doilea trunchi a fost legat de cele principale, adică. combinând ținte într-un singur puț.

Deoarece există o variabilitate în alinierea găurii principale la permpele de fază 1 de sondă, lucrarea a fost efectuată într-o manieră iterativă pentru a asigura fezabilitatea tehnică și pentru a minimiza penetrarea sondei.

În continuare, pe baza cerințelor geologice, au fost identificate perne de sondă prioritare pentru etapa pilot, inclusiv puțuri de proiectare cu rezerve maxime recuperabile și traiectorii de sondă simple.

Datorită abordării descrise în articol privind selecția grupurilor de sisteme de dezvoltare structurate integral, a fost posibilă implicarea în dezvoltarea profitabilă a aproximativ 80% din rezervele din formațiunile subiacente, care au fost evaluate anterior ca obiecte independente neprofitabile.

Ca urmare, acest set de lucrări s-a realizat conform a trei opțiuni de dezvoltare (realistă, optimistă și pesimistă), fiecare dintre acestea fiind împărțită în încă două subopțiuni cu construcția de puțuri multilaterale și forarea unică a țintelor de sondă.

Pe baza rezultatelor modelării bucșei, s-au obținut următoarele date:

Coordonatele găurii de fund și ale punctelor de intrare în formațiune pentru fiecare țintă, excluzând intersecția acestora în timpul procesului de foraj;

Parametrii de profil pentru fiecare sondă cu o descriere a principalelor caracteristici pentru evaluarea proiectării și costului fiecărei sonde;

Rezultatele inclinometriei pentru fiecare secțiune de puț;

Ordinea de punere în funcțiune a puțurilor la o platformă de sondă pentru a calcula programul de punere în funcțiune și profilul de producție.

Aceste date au fost folosite pentru a calcula programele de punere în funcțiune a puțurilor, profilurile de producție, justificarea clusterelor pilot prioritare, evaluare economică opțiuni de dezvoltare.

Indicatorii tehnico-economici pentru opțiunile avute în vedere pentru dezvoltarea dotărilor Blocului 4 sunt dați în masa 3.

Opțiuni	HS	MZGS (2 lifturi)	MZGS (1 lift)
Numărul de puțuri care urmează să fie forate, inclusiv:	61	50	50
minerit	42	34	34
injectare	19	16	16
Investiții de capital, condiționate. bate	2055	1733	1715
VAN (reducere 10%), cond. unitati	1724	2082	2053
P.I.	9	2,3	2,3
VAN (reducere 10%), cond. unitati	1185	1524	1507
P.I.	1,6	2,0	2,0

Notă. Perioada de dezvoltare a proiectului este 2017–2053.

Rezultatele lucrărilor efectuate, ținând cont de riscurile forajului puțurilor, sunt identificarea șantierelor de lucru pilot în zone profitabile atât în ​​dezvoltarea puțurilor orizontale, cât și a sondelor de gaze cu mai multe orificii folosind tehnologia resurselor electronice de energie și implementarea un program de cercetare. Conceptul prevede, de asemenea, optimizarea forării puțurilor de la pernițele de puț proiectate ale obiectului principal din amonte PK1-3. La începutul dezvoltării la scară completă sau al lucrărilor pilot în cazul unei modificări a structurii geologice a zăcământului, abordarea propusă pentru determinarea zonelor profitabile face posibilă ajustarea strategiei de foraj pentru zăcămintele multistrat fără reconstrucția la scară completă. modele geologice şi hidrodinamice. În plus, rezultatele tehnicilor analitice și modelării sectoriale fac posibilă găsirea de soluții optime atunci când se modifică indicatorii economici inițiali, inclusiv costul investițiilor de capital în forajul puțurilor.

concluzii

1. Datorită abordării descrise în articol privind selecția grupurilor de sisteme de dezvoltare structurate integral, a fost posibilă implicarea în dezvoltarea profitabilă a aproximativ 80% din rezervele din straturile subiacente, care au fost evaluate anterior ca obiecte independente neprofitabile.

2. În cadrul conceptului de dezvoltare a lacurilor de acumulare din Blocul 4 s-a realizat ierarhizarea lacurilor de acumulare, au fost identificate obiectele prioritare de dezvoltare, precum și obiectele de includere.

3. Pentru zonele de zăcăminte de petrol pur din formațiunile Blocului 4, se propune în stadiu pilot testarea tehnologiilor utilizând GS, MZGS, ORE și fracturare hidraulică în mai multe etape, pentru zonele zăcămintelor apă-gaz-moil - tehnologii care utilizează GS, MSGS și SWE.

Bibliografie

1. Schema tehnologică de dezvoltare a zăcământului de condensat de petrol și gaze de Est Messoyakhskoye: raport de cercetare în 3 tone / Messoyakhaneftegaz CJSC, Gazpromneft-Razvitie LLC, Gazpromneft Scientific and Technical Center LLC. – Tyumen: 2014.

2. Karsakov V.A. Determinarea numărului optim de plăci de puțuri la proiectarea dezvoltării câmpului//SPE 171299-RU. – 2014.

Autorii articolului: A.S. Osipenko, I.V. Kovalenko, Ph.D., O.I. Elizarov, S.V. Tretiakov, A.A. Karachev, I.M. Centrul științific și tehnic Nitkaliev „Gazprom Neft” (LLC „Gazpromneft STC”) 28.01.2014

Recent, întrebările despre dezvoltarea de noi câmpuri petroliere au devenit din ce în ce mai puternice. Acest lucru este firesc, deoarece umanitatea a folosit deja cea mai mare parte din această resursă fosilă. Pentru Rusia, problemele legate de petrol sunt de multe ori mai acute decât pentru multe alte țări, din cauza volumului de putere sectorul rusescÎn ceea ce privește rafinarea petrolului, acesta ocupă locul trei în lume. Doar americanii și chinezii sunt înainte.

Menținerea volumelor de producție este foarte importantă pentru menținerea puterii ruse și a influenței țării noastre pe scena mondială. Dar, conform previziunilor analiștilor, în viitorul apropiat liderul în creșterea producției de „aur negru” nu va fi Rusia, ci Canada, Brazilia și Statele Unite. Producția acestei resurse în țara noastră este în scădere din 2008. Și în 2010, Departamentul de Energie a spus că fără schimbări fundamentale în politicile de producție și rafinare a petrolului, indicatorii ar putea scădea de la 10,1 milioane de barili pe zi în 2010 la 7,7 milioane de barili pe zi în 2020. Înseamnă toate acestea că Rusia rămâne fără petrol? Nu. Țara are o rezervă uriașă, dar cea mai mare parte este deja clasificată drept „greu de recuperat”. Rusia, potrivit experților, are toate șansele să devină lider mondial în producția de petrol „neconvențional”. Ministerul Energiei a calculat că rezervele sale în țară sunt de aproximativ 5-6 miliarde de tone, adică 50-60% din total. Cantitatea de ulei de șist este de multe ori mai mare decât cea disponibilă în Statele Unite. Este un petrol „neconvențional” care va menține volumele de producție declarate ale țării și va ajuta la menținerea poziției sale de lider în acest domeniu.

În primul rând, să încercăm să definim ce se înțelege prin rezerve „greu de recuperat”. Acestea sunt câmpuri sau obiecte de dezvoltare care se caracterizează prin condiții geologice și/sau proprietăți fizice nefavorabile pentru producția de petrol. „Dificil de recuperat” pot fi considerate rezerve în zona de raft, petrol rămas în câmpurile aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, precum și petrol cu ​​vâscozitate ridicată. Un exemplu al acestuia din urmă este câmpul districtului Yamalo-Nenets. Aici uleiul îngheață nu numai la frig, ci chiar și la temperaturi normale. Necesită tehnologii speciale pentru prelucrare: nu poate fi pompat prin conducte, ci trebuie transportat în cuburi tăiate. Cu siguranță se poate extrage astfel de rezerve, dar este important să se obțină beneficii economice.

Extracția uleiului „neconvențional” necesită costuri mari de materiale, forță de muncă, utilizarea de noi tehnologii costisitoare, reactivi și materiale rare. Experții estimează că prețul petrolului „dificil” ar putea fi de 20 de dolari pe baril, în timp ce petrolul din zăcăminte convenționale costă de la 3 la 7 dolari. O altă dificultate la extragerea rezervelor „neconvenționale” în timpul proiectării și dezvoltării câmpurilor este precizia extremă necesară a calculelor. Nu este întotdeauna posibil ca oamenii de știință să determine o abordare pentru rezultatul eficient al activității în astfel de domenii. Destul de recent, două puțuri au fost forate într-unul dintre locurile cu petrol „dificil”. Unul dintre ei a început să producă volumul așteptat, dar al doilea nu a făcut-o, iar motivul pentru aceasta este încă neclar. Toate problemele asociate cu producția de petrol „neconvențional” sunt destul de globale, iar rezolvarea lor este imposibilă fără sprijinul deplin al statului.

Evenimentele din ultimul deceniu din Statele Unite, care mai târziu au fost numite „revoluția șisturilor”, au convins întreaga lume că este încă posibil să se extragă profitabil petrol „neconvențional”. Forajele direcționale orizontale și fracturarea hidraulică (rocile de șist sunt fracturate prin forțarea unui amestec de apă, nisip și substanțe chimice în subteran) au descoperit rezerve mari de gaz și petrol care au fost considerate „dificile”. Extracția acestor minerale a crescut dramatic. Doar într-unul dintre câmpuri, din 2008 până în 2012 a crescut de la 100 de barili pe zi la 1 milion. În timp ce producția în Statele Unite a crescut rapid, în Rusia a rămas la același nivel. Deși, în 1987, URSS ocupa primul loc în industria de rafinare a petrolului. Produceam 11,4 barili pe zi.

În 1996, după prăbușirea Uniunii Sovietice, s-a înregistrat un minim istoric - 6 milioane de barili. În frământările anilor 1990, marile companii petroliere rusești nu au avut niciun stimulent să dezvolte noi zăcăminte. Drept urmare, cele care au fost descoperite la începutul anilor 1970 sunt încă folosite astăzi. Drept urmare, mulți experți consideră că sectorul petrolier al Rusiei funcționează la capacitate maximă. Costurile de producție sunt în creștere, dar volumele de producție din câmpurile „mature” moștenite de la URSS rămân la același nivel.

Acesta este un alt motiv bun pentru necesitatea de a dezvolta resurse noi, „greu de extras”. Apropo, geologii sovietici au descoperit multe zăcăminte „dificile” încă din anii 1960, lăsându-le spre dezvoltare de către generațiile viitoare. Acestea sunt rezervele formațiunilor Bazhenov, Abalak și Frolov din Siberia de Vest, acestea sunt locuri din Mările Kara și Barents, acestea sunt multe zone din Sahalin. Formația Bazhenov este cea mai mare formațiune de șist din lume. Potrivit estimărilor experților, rezervele sale pot ajunge până la 120 de miliarde de tone de petrol recuperabil. Și aceasta este de 5 ori mai mult decât rezervele din câmpul Bakken din Statele Unite. Acesta a devenit forța motrice din spatele revoluției americane de șist. În plus, uleiul din formațiunea Bazhenov este considerat a fi de înaltă calitate; 60% din produsele petroliere ușoare pot fi făcute din acesta.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosneft și Surgutneftegaz lucrează deja în domenii „dificile”. Nu putem pur și simplu să adoptăm experiența americană în extragerea uleiului „greu de extras”, deoarece atât condițiile, cât și uleiul în sine sunt semnificativ diferite de petrolul nord-american. Al nostru este mult mai „greu” și necesită o cheltuială mai mare de energie în timpul extracției. Depozitele sale sunt situate în locuri mult mai îndepărtate decât altele similare din America. Dar Rusia nu se poate descurca fără utilizarea experienței străine în acest domeniu. În 2012, Rosneft a convenit cu americanul Exxon Mobil să coopereze la dezvoltarea formațiunilor Bazhenovskaya și Achimovskaya. Gazprom Neft lucrează cu Royal Dutch Shell anglo-olandez în formația Bazhenov .

Rusia are toate șansele să devină principala țară din lume în producția de petrol „greu de recuperat”, iar guvernul înțelege foarte bine acest lucru. „Strategia energetică a Rusiei până în 2030” prevede ca 40 de milioane de tone din volumul total anual de 500-530 de milioane să fie extrase din zăcăminte „dificile”. Dar pe lângă investițiile materiale mari și dezvoltarea de noi tehnologii, acest domeniu necesită și liberalizarea fiscalității. Fără ele, va fi pur și simplu neprofitabil pentru companiile petroliere să dezvolte zăcăminte „neconvenționale”. Pierderile în acest caz nu sunt proporționale cu veniturile.

Modificările fiscale corespunzătoare au fost adoptate la 26 iulie 2013. Președintele Vladimir Putin a semnat o lege privind diferențierea taxei de extracție a mineralelor. Se stabilește procedura de determinare și aplicare a coeficientului la cota taxei de extracție minerală - de la 0 la 0,8, precum și coeficientul care determină gradul de epuizare a unui anumit zăcământ de hidrocarburi. Coeficientul va fi zero pentru producția din câmpurile Bazhenov, Abalak, Khadum și Domanikov.

Norma va fi valabilă pentru 180 de perioade fiscale. Vorbind mai mult într-un limbaj simplu, companiile care extrag petrol „strâns” nu vor plăti impozit timp de 15 ani. La extragerea uleiului din depozite cu o grosime efectivă a rezervorului saturat cu ulei de cel mult 10 metri, se plănuiește utilizarea unui coeficient de 0,2; cu o grosime de formare mai mare de 10 metri – 0,4. Pentru depozitele apartamentului Tyumen, este stabilit un coeficient de 0,8. În alte cazuri, coeficientul impozitului pe extracția mineralelor va fi egal cu 1.

Subiect: Perspective pentru dezvoltarea rezervelor greu de recuperat în republică și în Rusia în ansamblu

Tip: Rezumat | Dimensiune: 146.70K | Descărcări: 50 | Adăugat 12.11.14 la 15:04 | Evaluare: 0 | Mai multe rezumate

Universitatea: Institutul Petrol de Stat Almetyevsk

Anul și orașul: Almetyevsk 2013

Introducere 3

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

2. Perspective de dezvoltare industria petrolului 9

3. Sprijinul științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere cu rezerve greu de recuperat 13

Concluzia 22

Referințe 23

INTRODUCERE

Rezerva principală pentru menținerea nivelurilor producției de petrol în multe regiuni Federația Rusă V conditii moderne dezvoltarea industriei sunt rezerve de petrol greu de recuperat (TIR). Dacă la începutul anilor 60. ponderea rezervelor greu de recuperat în soldul total al URSS/Rusia era de aproximativ 10%, atunci deja în anii '90. a depăşit 50% şi continuă să crească. În cei 60 de ani de la descoperirea primului zăcământ comercial de petrol, industria petrolieră din Tatarstan a cunoscut o creștere, o stabilizare de 7 ani cu un nivel de producție de peste 100 de milioane de tone/an, o scădere continuă ulterioară timp de 19 ani și apoi , după o uşoară creştere (1995), a început din nou perioada de stabilizare a producţiei la un nivel de peste 25 milioane tone/an. Acesta a fost în mare parte rezultatul implementării unui număr de programe de îmbunătățire a recuperării petrolului în locuri cu rezerve de petrol greu de recuperat. De aceea, experiența de mulți ani de dezvoltare a depozitelor și straturilor cu rezerve tehnice aici și creșterea eficienței dezvoltării lor este foarte valoroasă.

Relevanța problemei. În situația economică actuală din Rusia, problema creșterii eficienței extragerii rezervelor de petrol pe baza utilizării celor mai noi tehnologii pentru explorarea suplimentară, dezvoltarea și dezvoltarea suplimentară a zăcămintelor din vechile zone producătoare de petrol a căpătat o relevanță deosebită. Stabilitatea nivelului producției de petrol la zăcămintele care au intrat în fazele finale de dezvoltare este determinată de utilizarea rațională a rezervelor rămase greu recuperabile. În esență, rezervele tuturor câmpurilor aflate într-o etapă târzie de dezvoltare devin greu de recuperat. Acum aproximativ jumătate din petrolul produs în țară este asigurat de rezerve greu de recuperat.

Scopul acestei lucrări: studierea suportului științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere cu rezerve greu de recuperat. Următoarele sarcini decurg din obiectivul stabilit: să ia în considerare perspectivele de dezvoltare a producției de petrol în țară și dinamica rezervelor de petrol greu de recuperat din câmpurile rusești.

1. PERSPECTIVE TEEZ. UTILIZAREA SUBSOLULUI ȘI DEZVOLTAREA BAZEI DE RESURSE ÎN RT ȘI RUSIA

Pentru Rusia, o țară cu colosală potenţial de resurse naturale- problemele dezvoltării relaţiilor legate de acordarea drepturilor de folosinţă a subsolului şi monitorizarea respectării condiţiilor de asigurare a acestora, aspectele de utilizare a relaţiilor în procesul de utilizare a subsolului pentru reglementarea unei game mai largi de procese socio-economice sunt printre cele mai importante. În opinia noastră, pe parcursul reformelor economice aflate în desfășurare, natura complexă a relațiilor în procesul de utilizare a subsolului și sfera de acțiune a acestora nu sunt realizate și nu sunt utilizate într-o măsură suficient de deplină.

În Rusia, pentru o lungă perioadă de timp (din 1994), creșterea rezervelor de hidrocarburi nu a compensat producția de petrol și gaze. Numai din 1994 până în 2000, producția neînlocuită de hidrocarburi lichide s-a ridicat la aproximativ 700 milioane% din gaz - mai mult de 2,3 trilioane. m3. În anii următori, acest decalaj a crescut. Deci, dacă pentru 1997-2001. Creșterea rezervelor industriale de petrol, inclusiv gaze condensate, a asigurat înlocuirea producției sale cu 86%, apoi în 2002 - doar cu 64%, în valoare de 243 milioane tone cu o producție de 421,4 milioane tone. baza de materie primă se deteriorează. Ponderea rezervelor greu de recuperat din Rusia a depășit 55%. Ponderea rezervelor a căror rată de epuizare este mai mare de 80% depășește 25% din rezervele dezvoltate de companiile petroliere, iar ponderea rezervelor cu o reducere a apei 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 depozitelor unice și mari a scăzut cu peste 20%. În general, 80% din depozitele din soldul statului sunt clasificate ca mici.

Există multe motive pentru starea nefavorabilă a bazei de materie primă, toate fiind binecunoscute specialiștilor. Aceasta include o reducere bruscă a volumului lucrărilor regionale de explorare geologică pentru petrol și gaze din cauza scăderii generale a fonduri publice alocate în aceste scopuri, precum și lipsa unei motivații adecvate în rândul companiilor de petrol și gaze - utilizatorii subsolului, și controlul slab din partea statului asupra asigurării utilizării raționale a subsolului și eficienței dezvoltării câmpului, precum și lipsa competențele necesare pentru reglementarea de stat a relațiilor de utilizare a subsolului între autoritățile executive federale care desfășoară politici publiceîn domeniul exploatării mineralelor combustibile. În plus, opacitatea, corupția, riscurile mari asociate, în special, cu posibilitatea revocării licențelor miniere de la utilizatorii subsolului, reduc atractivitatea investițiilor acest domeniu de activitate.

Până în 2002, regiunile au participat activ la investițiile în reproducerea bazei de resurse minerale. Investițiile lor în explorarea geologică au fost de 2-3 ori mai mari decât volumul investițiilor federale. Chiar și în 2003, când bugetele regionale erau practic lipsite de surse de finanțare pentru geologie, au investit aproximativ aceeași sumă de fonduri ca și bugetul federal. Odată cu eliminarea contribuțiilor pentru reproducerea bazei de resurse minerale, volumul lucrărilor de explorare geologică în principalele regiuni producătoare de petrol din Rusia a scăzut de 1,5-1,8 ori. În același timp, se credea că companiile miniere ar trebui să efectueze în mod independent și pe cheltuiala lor lucrări de explorare geologică și să asigure o creștere a rezervelor minerale. Cu toate acestea, companiile utilizatoare de subsol nu au primit stimulente adecvate. Prin urmare, legislația ar trebui să stimuleze această activitate, care este de mare importanță națională.

Mecanismul de piață existent al agriculturii fără măsuri de implementare reglementare guvernamentală sfera de utilizare a subsolului nu oferă o soluție cuprinzătoare la problemele strategice ale utilizării bazei de resurse minerale. Ca urmare, a existat un decalaj pe termen lung în activitatea regională, atât în ​​cele mai importante regiuni producătoare de petrol și gaze, cât și în noile provincii promițătoare de petrol și gaze. În esență, s-a pierdut timp pentru a pregăti noi regiuni pentru activități de prospectare și evaluare pe scară largă și, ulterior, pentru a pregăti rezervele industriale de hidrocarburi.

Când producția de petrol în regiunile vechi este intensificată la limită, practic nu se face nimic pentru a pregăti înlocuirea lor. Puteți critica sistemul de planificare sovietic cât de mult doriți, dar a ținut întotdeauna cont de viitor. Aceasta a fost o tradiție în dezvoltarea bazei de resurse minerale a țării.

În legătură cu cele de mai sus, ar trebui să se lucreze cât mai curând posibil pentru a studia noi regiuni care să asigure stabilizarea situației în acest domeniu. Mai mult, există încă astfel de regiuni în țară: în primul rând Marea Caspică, Siberia de Est și rafturile mărilor marginale. Întârzierea rezolvării acestei sarcini critice ar putea duce la pierderea resurselor naționale de combustibil și energie. Cu toate acestea, o soluție de succes a acestei probleme este imposibilă fără adoptarea unor noi legi care să stimuleze intrarea companiilor utilizatori de subsol în aceste regiuni.

În general, sistemul de management de stat al utilizării subsolului ar trebui să fie construit pe baza intereselor strategice ale statului ca atare și ale entităților constitutive ale Federației Ruse, ținând cont de interesele economice ale entităților economice. Pentru a face acest lucru aveți nevoie de:

Realizarea unei monitorizări reale a tuturor licențelor eliberate și a întregului sistem de autorizare a subsolului;

Elaborarea unei strategii generale de gestionare a utilizării subsolului cu accent pe formarea de proceduri și principii de obiectivare a costurilor utilizatorilor subsolului;

Asigurarea unui regim fiscal stabil pentru utilizarea subsolului, nu modificați (dacă nu este absolut necesar) legile și reglementările existente.

Baza de materie primă a țării ar trebui să se dezvolte conform schemei de reproducere extinsă. Declarațiile despre rezervele excedentare ale companiilor rusești și propunerile de introducere a sancțiunilor economice pentru rezervele care depășesc oferta de opt până la nouă ani sunt, de fapt, eronate și periculoase pentru dezvoltarea economică a țării.

Perspective pentru dezvoltarea producției de petrol.

Nivelurile prospective ale producției de petrol în Rusia vor fi determinate în principal de următorii factori: cererea de combustibil lichid și nivelul prețurilor mondiale pentru acesta, dezvoltare infrastructura de transport, conditii fiscaleși realizările științifice și tehnice în explorare pentru dezvoltarea câmpului, precum și calitatea bazei de materie primă explorată.

Volumele viitoare de producție de petrol în Rusia vor varia semnificativ în funcție de una sau alta versiune a dezvoltării socio-economice a țării. Cu o combinație de condiții și factori interni și externi favorabili (opțiuni de dezvoltare optimiste și favorabile), producția de petrol din Rusia s-ar putea ridica la aproximativ 460-470 de milioane de tone. în 2010 și crește la 500-520 milioane de tone până în 2020. În condiții externe și interne care formează o versiune moderată a dezvoltării socio-economice a țării, producția de petrol este proiectată să fie semnificativ mai mică - până la 450 milioane de tone în 2010 și până la 460 de milioane de tone în 2020. În sfârșit, în cazul critic, creșterea producției de petrol poate continua doar în următorii 1-2 ani, iar apoi se preconizează o scădere a producției: la 360 milioane de tone până în 2010 și la 315 milioane de tone până în 2010. 2020

Producția de petrol va fi realizată și dezvoltată în Rusia atât în ​​zonele tradiționale producătoare de petrol, precum Siberia de Vest, regiunea Volga, Caucazul de Nord, cât și în noile provincii de petrol și gaze din Nordul Europei (regiunea Timan-Pechora), în Siberia de Est și Orientul Îndepărtat, în sudul Rusiei (provincia Caspică de Nord).

Provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest va rămâne principala bază petrolieră a țării pentru întreaga perioadă analizată. Producția de petrol din regiune va crește până în 2010 sub toate opțiunile cu excepția celei critice, iar apoi va scădea ușor și se va ridica la 290-315 milioane de tone în 2020. În cadrul opțiunii critice se va dezvolta zăcăminte cu rezerve greu recuperabile. devin nerentabile, ceea ce va duce la o scădere semnificativă a producției în regiune.

În provincia Volga-Ural și în Caucazul de Nord, producția de petrol va scădea, din cauza epuizării bazei de resurse. În scenariile moderate și critice, producția din aceste regiuni va scădea mai intens.

În general, în partea europeană a Rusiei, producția de petrol (inclusiv offshore) va scădea și până în 2020 se va ridica la 90-100 de milioane de tone. (față de 110 milioane de tone în 2002).

Pe baza calității actuale și proiectate a bazei de materii prime a industriei, sunt necesare următoarele:

Intensificarea semnificativă a lucrărilor de explorare geologică pentru a asigura creșterea necesară a producției din zăcăminte încă nedescoperite (programul de licențiere a subsolului de stat ar trebui, ținând cont de riscurile probabile, să asigure realizarea necesarului dezvoltare durabilă nivelurile industriei de explorare geologică și investiții în acestea);

Creșterea ratelor de recuperare a petrolului pentru a crește potențialul recuperabil și producția actuală a zăcămintelor dezvoltate.

2 PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE A INDUSTRIEI PETROLIERE

Republica Tatarstan este cea mai veche regiune producătoare de petrol din țară. Există factori pozitivi care ne permit să evaluăm în mod optimist perspectivele pregătirii de noi rezerve în vechile zone producătoare de petrol.

Practica arată că resursele de prognoză și estimările cresc continuu pe măsură ce studiul progresează, iar Republica Tatarstan este o confirmare clasică a acestui lucru. În Tatarstan de-a lungul anilor reformele pieței a asigurat reproducerea extinsă a rezervelor de petrol împotriva 20-50% în anul trecut. Disponibilitatea rezervelor dovedite de producție curentă, cu creșterea sa continuă, a crescut și este în prezent mai mare decât în ​​țară. Republica își reevaluează în mod regulat resursele de petrol anticipate. Ca urmare, resursele totale inițiale (recuperabile) au crescut cu 21% în ultimul deceniu. Resursele recuperabile nedescoperite sunt evaluate mai mult decât erau acum 30 de ani. Ele vor crește pe măsură ce studiezi. Este planificată reevaluarea în continuare a resurselor prognozate, care va fi efectuată o dată la 5 ani. De regulă, fiecare reevaluare a resurselor de prognoză duce la creșterea acestora.

În al doilea rând, la evaluarea resurselor, factorul de recuperare a petrolului (ORF) este de obicei considerat 30-35%. Se presupune că, cu tehnologii stăpânite, după dezvoltarea rezervelor recuperabile, va rămâne în subsol de 2 ori mai mult petrol decât va fi produs până la sfârșitul dezvoltării câmpului.

Deși Republica Tatarstan se caracterizează printr-o explorare ridicată a subsolului, de-a lungul anilor de reforme ale pieței, reproducerea rezervelor de deșeuri s-a îmbunătățit și este mai favorabilă în comparație cu media rusă. Cu toate acestea, creșterea rezervelor totale datorată noilor descoperiri a scăzut de la 49,2 la 13%/an. În ciuda aprovizionării suficiente cu rezerve dovedite de petrol, strategia acordă o atenție semnificativă pregătirii de noi rezerve. Acest lucru se explică prin ponderea mare a rezervelor de petrol greu de recuperat, în valoare de 80%. Strategia pe termen lung pentru reproducerea rezervelor în vechile regiuni petroliere ar trebui să includă lucrul în trei direcții:

Studiu și căutare ulterioară a zăcămintelor de petrol în țintele tradiționale de explorare (zăcaminte Devonian și Carbonifer).

Efectuarea de lucrări la scară largă pentru creșterea factorului de recuperare a petrolului, care ar putea deveni o nouă direcție importantă pentru creșterea bazei de resurse din vechile regiuni producătoare de petrol.

Studiu geologic al potențialului de petrol și gaze al obiectelor neconvenționale ale rocilor de subsol cristaline de adâncime și al depozitelor sedimentare Riphean-Vendian, bitum permian.

În prezent, în industria petrolieră a Republicii Tatarstan operează 28 de mici companii petroliere, a căror producție de petrol variază între 10 mii și 500 mii tone/an. Practic, aceste companii au fost create pe baza Decretului președintelui Republicii Tatarstan privind creșterea producției de petrol în perioada 1997-1998. Pe o bază competitivă, le-au fost transferate 67 de zăcăminte petroliere, majoritatea cu rezerve greu de recuperat care conțin uleiuri cu conținut ridicat de sulf, dintre care majoritatea au fost descoperite în urmă cu 15-30 de ani. Crearea de noi companii petroliere a schimbat radical situația cu producția de petrol în republică; au apărut noi tehnologii inovatoare, concurență, noi metode de recuperare a petrolului și metode de intensificare a producției. În 2004, companiile mici au produs peste 4,8 milioane de tone, iar în următorii ani se preconizează creșterea producției de petrol de către toate companiile petroliere independente la 8 milioane de tone/an.

Experiența dezvoltării industriei petroliere din Tatarstan a arătat următoarele

Optimizarea condițiilor de utilizare și impozitare a subsolului este cheia pentru rezolvarea problemei IMM-urilor și satisfacerea nevoilor țării de petrol și gaze,

Stimulentele fiscale și impozitarea diferențiată a producției de petrol în funcție de condițiile miniere și geologice și pensiile de epuizare a rezervelor pot fi reglementate și administrate fără corupție;

Actuala lege „Asupra subsolului” face posibilă diferențierea taxei de extracție minerală și stimularea dezvoltării zăcămintelor „vechi” și epuizate;

Dacă tratați subsolul cu grijă și îl gestionați economic la nivelul subiecților Federației, atunci vor exista oportunități enorme pentru continuarea

Pentru a implementa cu succes strategia de dezvoltare a complexului de petrol și gaze din Republica Tatarstan, este necesar să se creeze condiții favorabile care să asigure creșterea necesară a rezervelor și a petrolului, ceea ce este posibil ca urmare a adoptării unui sistem mai avansat. legea „Cu privire la subsol”, al 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, ar trebui să:

Păstrarea mecanismului actual de utilizare a subsolului - responsabilitatea comună a Federației și a entităților constitutive ale Federației Ruse pentru eliberarea de licențe pe principiul „două chei”: Federația Rusă și entitatea constitutivă a Federației Ruse;

Să prevadă posibilitatea delegării unei părți din competențele centrului federal de a reglementa utilizarea subsolului la nivel regional; transferul autorităților regionale a autorității de gestionare a zăcămintelor minerale mici și mijlocii cu rezerve recuperabile de petrol de până la 30 de milioane de tone;

Introducerea impozitării diferențiate a producției de petrol în funcție de condițiile miniere, geologice și economico-geografice ale dezvoltării câmpurilor petroliere și de calitatea comercială a petrolului din sol;

Pentru creșterea eficienței dezvoltării subsolului este necesar să se mențină atât formele competitive de acces la subsol, cât și cele de licitație, fiecare dintre ele având avantaje și dezavantaje și putând fi utilizată în funcție de condițiile specifice;

Pentru utilizarea rațională a resurselor subsolului este necesară întărirea controlului de stat asupra implementării condițiilor convenite de utilizare a subsolului; acest lucru este fezabil prin modificări anuale la acordurile de licență, care înregistrează nivelurile anuale de producție, înlocuirea rezervelor, volumele de explorare și foraj de producție; sunt luate din cele aprobate in în modul prescris documentele de proiectare și supravegherea proiectantului; monitorizează implementarea de către organele Ministerului Resurselor Naturale al Federației Ruse; există experiență pozitivă în Republica Tatarstan;

Legea „Cu privire la subsol” trebuie să prevadă stimularea VMSB ca urmare a desființării plăților pentru explorarea geologică pe cheltuiala fondurilor proprii ale utilizatorilor subsolului, natura de aplicare a depunerii siturilor pentru lucrări de explorare petrolieră riscantă, plata de către utilizatorii subsolului cheltuielile istorice ale statului pe siturile subsolului numai după ce proiectul a ajuns la amortizare și a primit suficiente povești, simplificarea procedurii de înregistrare a descoperirilor, finanțarea integrală a cercetării geologice regionale și funcționale pe cheltuiala statului;

Pentru aprobarea la nivel guvernamental „Regulile pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere” și pentru utilizarea rațională a rezervelor de hidrocarburi, Comisia de Stat pentru Rezerve și Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Zăcămintelor de Minerale Combustibile sunt subordonate direct Guvernului Rusiei.

3. SPRIJINĂ ŞTIINŢIFICĂ A NOI TEHNOLOGII PENTRU DEZVOLTAREA ZĂCĂNURILOR DE PETROLIERE CU REZERVE DIFICIL DE RECUPERAT

Ponderea rezervelor greu de recuperat din rezervoarele cu permeabilitate scăzută, din zonele sub-gaz și cu uleiuri vâscoase continuă să crească și este acum de aproximativ 60% (Fig. 3.1).

Din păcate, calitatea rezervelor rămase se deteriorează și din cauza dezvoltării mai active a rezervelor bune, active. Dacă rezervele active sunt în prezent epuizate cu o medie de 75%, atunci rezervele greu de recuperat sunt epuizate doar cu 35%.

Figura 3.1 - Dinamica rezervelor de petrol greu de recuperat din zăcămintele rusești

Din Figura 3.1 se poate observa că, odată cu creșterea ponderii rezervelor greu recuperabile, factorul de recuperare a petrolului de proiectare scade de mulți ani și abia în ultimii ani a început să crească ușor.

Aceste dependențe ilustrează destul de clar tendința predominantă pe termen lung în dezvoltarea câmpurilor petroliere - modificarea negativă a structurii rezervelor de mulți ani, din păcate, nu a fost compensată de îmbunătățirea tehnologiilor de extracție a petrolului utilizate.

În unele cazuri, acest lucru s-a datorat lipsei de soluții tehnologice pentru recuperarea eficientă a petrolului pentru anumite condiții geologice și fizice, ceea ce în ultimii ani a fost agravat de faptul că lucrările de cercetare relevante au fost limitate. Cu toate acestea, noile tehnologii mult mai des cunoscute nu sunt folosite de utilizatorii subsolului. Motivul, de regulă, este că utilizarea lor este asociată cu costuri ridicate, mai ales în perioada inițială de dezvoltare a câmpului, iar utilizatorii de subsol evită adesea nevoia de a le folosi. Speranțele pentru sosirea noilor tehnologii de extracție a petrolului în Rusia în legătură cu activitatea companiilor străine în domeniile țării nu au fost pe deplin justificate.

O problemă deosebită în țară o reprezintă câmpurile inundate de apă - acum reducerea medie de apă a produselor produse este de aproximativ 86%.

Având în vedere că principala metodă de dezvoltare a câmpurilor țării este inundarea cu apă, cantitatea de rezerve reziduale de petrol din formațiunile inundate cu apă va crește constant. Pentru a extrage în continuare aceste rezerve, este, de asemenea, necesar să folosim tehnologii mai avansate.

Luând în considerare structura emergentă a rezervelor și perspectivele de dezvoltare a acestora, se poate susține că o creștere a recuperării petrolului din rezervele greu de recuperat, precum și rezervele din formațiunile inundate, ar trebui să joace un rol semnificativ în creșterea rezervele recuperabile ale țării.

Trebuie menționat că companiile internaționale producătoare de petrol acordă o atenție deosebită creșterii rezervelor recuperabile prin utilizarea noilor tehnologii de recuperare a petrolului: tehnologiile îmbunătățite de recuperare a petrolului asigură de la 4 la 12% din creșterea rezervelor recuperabile.

Potrivit cercetătorilor străini, recuperarea medie a petrolului de proiectare în lume este acum de aproximativ 30%, în SUA - 39%, în timp ce recuperarea medie reală a petrolului în viitor este estimată a fi de 50 - 60%.

Se pot distinge trei mari blocuri de metode principale de dezvoltare a câmpurilor petroliere: modul natural, metode secundare și metode terțiare (metode de recuperare îmbunătățită a petrolului).

Utilizarea pe scară largă a inundațiilor a crescut semnificativ eficiența dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării. Creșteri suplimentare ale recuperării petrolului în timpul inundării apei în anumite condiții sunt asigurate de așa-numitele metode hidrodinamice de stimulare: stimularea ciclică cu debitele de filtrare modificate, tehnologia sistemului pentru implementarea epurării puțurilor, puțurile orizontale, fracturarea hidraulică într-un sistem de puțuri și altele.

În același timp, potrivit celor mai mulți experți, o creștere radicală a factorului mediu de recuperare a petrolului din țară, în special în rezervele greu de recuperat, poate fi realizată doar cu o creștere semnificativă a sferei de aplicare a metodelor „terțiare”. : termică, gazoasă și chimică (recuperarea uleiului realizabilă este de 35 - 70%).

În același timp, metodele de creștere a valorificării petrolului sunt mult mai complexe, în comparație cu inundarea cu apă, procese bazate pe mecanisme de extracție suplimentară a petrolului dintr-un mediu poros. Tehnologiile acestor metode necesită atât o justificare științifică preliminară aprofundată în raport cu condițiile specifice, cât și sprijin științific ulterior atunci când se utilizează mijloace noi și fundamental noi de control și reglementare.

Toate acestea necesită costuri suplimentare. În același timp, investiție reală crearea de noi tehnologii în companiile autohtone este cu un ordin de mărime mai mică decât în ​​cele străine.

Cu toate acestea, experiența străină și națională arată că complexitatea și costurile suplimentare sunt compensate în cele din urmă de o eficiență sporită.

Există informații despre peste 1.500 de proiecte EOR din lume. Producția anuală este estimată la 120 - 130 de milioane de tone.

În Statele Unite, la începutul anului 2010, erau în funcțiune 194 de proiecte consolidate de recuperare a petrolului. Numărul acestora a scăzut ușor din 1998, variind de la 199 în 1988, la 143 în 2004 și 194 în 2010, dar în același timp au devenit mai mari. Producția totală de petrol folosind aceste metode este de 34,4 milioane de tone/an. Este deosebit de important de menționat că ponderea producției de petrol prin metode „terțiare” în producția totală din Statele Unite este de aproximativ 12%.

Având în vedere starea și perspectivele de utilizare a metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului, trebuie spus despre experiența internă de implementare activă a acestor metode în anii 80 ai secolului trecut.

Impulsul dezvoltării problemei a fost un decret special al Guvernului țării (1976), care a determinat volumele producției suplimentare de petrol prin utilizarea metodelor „terțiare” de creștere a valorificării petrolului, precum și volumele de producție. în ţara mijloacelor materiale şi tehnice necesare pentru aceasta. Au fost oferite și stimulente economice pentru implementarea activității pilot de către întreprinderile producătoare de petrol. Pentru a concentra eforturile pentru rezolvarea acestei probleme, a fost creat Complexul Științific și Tehnic Interindustrial „Oil Recovery”. Structura organizationala Complexul a oferit atât suport științific pentru problema, cât și implementarea programului de lucru experimental.

Companiile de servicii transferate în structura RMNTK (Termneft, Soyuzneftepromkhim, Soyuznefteotdacha, Tatneftebitum) au efectuat seturi speciale de lucrări în câmpurile pilot ale întreprinderilor producătoare de petrol care nu făceau anterior parte din practica întreprinderilor (injecție de agenți chimici, generare și injecție de lichid de răcire și aer, injecție de hidrocarburi gazoase, instalarea echipamentelor speciale).

Într-o perioadă relativ scurtă, producția suplimentară de petrol prin metode „terțiare” a crescut la 11 milioane de tone/an. Sprijinul științific al problemei a fost realizat prin VNIIneft cu asigurarea unei finanțări adecvate.

Odată cu trecerea industriei petroliere la un nou sistem de management, mecanismele de stimulare a problemei creșterii recuperării petrolului au încetat să funcționeze, activitatea de cercetare științifică a scăzut semnificativ, iar volumul de aplicare a metodelor a început să scadă.

În prezent, producția prin metode „terțiare” depășește doar puțin 1,5 milioane de tone/an. În ultimii ani, pe câmpurile țării au fost lansate și dezvoltate mai multe proiecte folosind metode de stimulare termică și gazoasă. În același timp, în opinia noastră, există o serie de probleme de natură destul de aplicată, al căror studiu nu poate fi amânat dacă se urmărește creșterea volumului de dezvoltare a rezervelor greu recuperabile în următorii ani. Printre aceste probleme:

Reglarea mișcării melcilor de soluții de reactiv chimic prin formare;

Adsorbție redusă a reactivilor chimici pe medii poroase;

Crearea de compoziții țintite de reactivi chimici pentru condiții specifice de rezervor;

Reducerea in situ a vâscozității uleiului folosind substanțe chimice;

Modelarea proceselor de filtrare a diverșilor agenți de recuperare a uleiului;

Reglarea procesului de oxidare in situ a uleiului;

Determinarea influenței proprietăților mediului poros și agenților injectați în formațiune asupra cineticii oxidării la injectarea aerului de înaltă presiune;

Determinarea influenței temperaturii asupra proprietăților capilare ale unui mediu poros;

Determinarea influenței temperaturii asupra curbelor de permeabilitate de fază pentru diverse medii poroase;

Optimizarea volumelor de agent gazos la combinarea injectiei de gaz si apa;

Utilizarea sistemelor de spumă și a altor reactivi pentru controlul metodelor fizico-chimice, termice și gazoase;

Evaluarea eficienței injectării apei slab mineralizate în formațiuni, modificarea umectabilității unui mediu poros;

Evaluarea eficacității metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului pe baza datelor din câmp și pe multe altele.

Volumul și nivelul muncii privind aplicarea metodelor de creștere a valorificării petrolului și de dezvoltare a rezervelor greu de recuperat corespunde, din păcate, suportului științific actual al acestora.

Deși lipsa programelor federale și industriale pe această problemă nu ne permite să prezentăm în mod specific volumul cercetărilor privind metodele individuale, indicatorii indirecti (mai ales în comparație cu companiile străine) sunt destul de elocvenți.

Astfel, conform datelor disponibile, cheltuielile pentru activitatea de cercetare și dezvoltare în companiile străine de petrol și gaze sunt de 6 până la 10 ori mai mari decât în ​​marile companii. companiile rusești.

Figura 3.2 - Volume de finanțare pentru cercetare și dezvoltare per cercetător, mii de dolari.

Potrivit lui G.I. Shmal, compania Shell a cheltuit 1,2 miliarde de dolari pentru cercetare și dezvoltare în 2007, 1,3 miliarde de dolari în 2008 și 1 miliard de dolari în 2009. Costurile tuturor companiilor petroliere ruse, împreună cu cheltuielile de cercetare și dezvoltare ale Gazprom în același an s-au ridicat la 250 de milioane de dolari. sprijin științific pentru crearea de noi tehnologii în sens mai larg, remarcăm necesitatea participării atât a statului, cât și a întreprinderilor la finanțarea acesteia. Se poate observa (Fig. 3.2) că în Rusia finanțarea pentru cercetare și dezvoltare este semnificativ mai mică decât în ​​alte țări - atât de la stat, cât și mai ales de la afaceri.

Date interesante despre brevetarea în sectorul petrolului și gazelor, care subliniază încă o dată dependența acestui indicator de volumul finanțării cercetării și dezvoltării: numărul de brevete înregistrate în companiile rusești este de zeci de ori mai mic decât în ​​cele străine (Fig. 3.3).

Figura 3.3 - Numărul de brevete înregistrate de companii de petrol și gaze, buc.

Recent, au apărut o serie de factori încurajatori pentru posibilitatea dezvoltării accelerate a problemei creșterii recuperării petrolului din formațiunile cu rezerve greu de recuperat. Conducerea țării și-a exprimat îngrijorarea cu privire la caracterul complet al recuperării petrolului la zăcămintele țării.

Au fost adoptate hotărâri guvernamentale privind stimulentele economice pentru dezvoltarea depozitelor cu rezerve greu recuperabile:

Uleiuri cu vâscozitate mare (mai mult de 20 mPa.sec);

Foarte udat (mai mult de 85%);

Cu straturi cu permeabilitate scăzută (1,5-2,0; 1,0-1,5; mai puțin de 1,0 microni 2,10 -3).

Din păcate, implementarea documentelor adoptate întâmpină o serie de dificultăți practice, care sunt asociate cu necesitatea creării unor sisteme separate de colectare și tratare a petrolului, ceea ce uneori necesită costuri semnificative. În ceea ce privește formațiunile cu permeabilitate scăzută, versiunea prezentată a Rezoluției necesită încă clarificări suplimentare, atât asupra metodologiei de determinare a permeabilității (absolută sau relativă), cât și asupra posibilității de a obține o astfel de acuratețe în diagnosticarea rezervoarelor de petrol prin permeabilitate.

Când se analizează perspectivele de consolidare a sprijinului științific pentru industrie, se face uneori o propunere de a încredința soluționarea problemelor din industrie companiilor petroliere și centrelor lor de cercetare. Cu toate acestea, trebuie avut în vedere faptul că centrele științifice și analitice concentrate în companiile petroliere sunt concentrate pe rezolvarea problemelor aplicate actuale; în plus, practica globală arată că orice economie economică. tara dezvoltata are propria sa politică industrială și politica industriala fără ştiinţa industrială organizată sistematic este imposibil. Acest lucru se explică prin faptul că orizontul de prognoză tehnologic al unei corporații rareori depășește 7-10 ani, în timp ce cercetarea fundamentală promite un rezultat semnificativ din punct de vedere economic în 20-30 de ani. În decalajul rezultat de douăzeci de ani funcționează sistemul de știință aplicată (industrie) și academică - în această perioadă de timp sunt stabilite linii directoare pentru inovațiile revoluționare, care sunt transferate la pasul următor către departamentele de cercetare și dezvoltare ale corporațiilor.

Există, de asemenea, propuneri de concentrare a științei petroliere în universitățile educaționale, așa cum se practică parțial într-o serie de țări străine. Cu toate acestea, este necesar să se țină seama de faptul că universitățile naționale nu au încă baza științifică, tehnică și de personal necesară, precum și, cel mai important, experiență în cercetare aplicată, care este creată prin mulți ani de efort.

Prin urmare, se pare că perspectivele de creștere a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării și utilizarea EOR sunt asociate cu necesitatea de a revigora sistemul de sprijin științific pentru această problemă pe baza unui complex de industrie și institute de învățământ, cu implicarea în unele cazuri a institutelor Academiei Ruse de Științe.

În general, propunerile de intensificare a lucrărilor privind crearea de noi tehnologii pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat pot fi formulate după cum urmează:

Reglementarea de stat a problemei;

Concentrarea eforturilor științifice, metodologice și tehnologice pe baza programelor științifice și tehnice;

Crearea de centre științifice pe baza institutelor industriale și universităților;

Sprijinul organizatoric si financiar al problemei pe baza programe guvernamentale lucrări experimentale și de cercetare, documente de licențiere și proiectare;

Programe comune (pool) ale companiilor petroliere pentru cercetarea și testarea EOR;

Suportul științific al lucrărilor experimentale.

În opinia mea, implementarea acestor propuneri va permite rezervelor recuperabile ale țării să crească cu 2 - 4 miliarde de tone până în 2025 cu o producție suplimentară anuală de 30 - 60 de milioane de tone/an.

CONCLUZIE

Dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat este asociată cu problema creșterii factorului de recuperare a petrolului. În ultimii 25 de ani, factorul de recuperare a petrolului în Rusia a scăzut de la 42 la 27-28%, în timp ce în Statele Unite, în aceeași perioadă, factorul de recuperare a petrolului a crescut de la 32 la 40%, deși structura rezervelor de petrol există inițial. mai rau. Această tendință periculoasă se datorează a două motive. În primul rând, rezervele greu de recuperat reprezintă deja mai mult de 50% din rezervele de petrol ale Rusiei, iar atunci când sunt dezvoltate, factorul de recuperare a petrolului este întotdeauna mai mic. În al doilea rând, proiectele aprobate pentru dezvoltarea principalelor câmpuri ale Rusiei prevăd inundarea tradițională a zăcămintelor cu un factor caracteristic scăzut de recuperare a petrolului, și nu utilizarea tehnologiilor moderne pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului. Eficacitatea acestor tehnologii este dovedită de experiența Statelor Unite, unde, în ciuda subsolului epuizat, peste 30 de milioane de tone de petrol sunt produse anual prin tehnologii inovatoare. Dar și în Rusia, la cel mai vechi câmp Romashkinskoye 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, mai ales în ultimii ani, este de 2 ori mai mare decât producția acestuia. 24 de noi companii petroliere independente create în Tatarstan au asigurat deja punerea în funcțiune accelerată a 36 de câmpuri petroliere. Toate companiile petroliere (fără OJSC Tatneft) vor produce 8 - 8,5 milioane de tone/an în următorii ani. Cea mai mare companie petrolieră este OJSC Tatneft, care în ceea ce privește producția anuală este una dintre cele mai mari patru companii petroliere din Rusia și una dintre cele 30 de companii petroliere de top din lume, asigură până la 40% din venituri bugetului Republicii Tatarstanul. După ce a produs aproximativ 2,7 miliarde de tone de petrol de la începutul dezvoltării zăcămintelor în Tatarstan, compania a stabilizat producția de petrol, asigurându-se că creșterea rezervelor depășește producția de 2 ori. În prezent, peste 40% din petrolul din câmpurile din Tatarstan este produs prin introducerea de tehnologii și metode moderne de îmbunătățire a recuperării petrolului. Nu întâmplător valori mobiliare OAO Tatneft este listată la prestigioasele burse din Londra și New York.

LISTA REFERINȚELOR UTILIZATE

1. Foraj și ulei. august 2012. Revista de specialitate.

2. Dunaev V.F. Economia întreprinderilor din industria petrolului și gazelor: manual / V.F. Dunaev, V.L. Şpakov. N.P. Epifanova, V.N. Lyndin. - Petrol și gaze, 2009. - 352 p.

3. Kontorovich A. E., Korzhubaev A. G., Eder L. V. Strategia de dezvoltare a complexului petrolier / Jurnalul Economic All-Russian „Economie și organizare”. - 2008. - Nr. 7. - 78 s.

4. Korzhubaev A.G., Sokolova I.A., Eder L.V.. Analiza tendințelor în complexul petrolier al Rusiei / Jurnalul economic All-Russian „Economie și organizare”, 2010., - Nr. 10 - 103 p.

5. Martynov V. N. Există o criză de supraproducție în educația în domeniul petrolului și gazelor / Jurnalul „Oil of Russia”, 2009., - Nr. 8 - 23 p.

Ți-a plăcut? Faceți clic pe butonul de mai jos. Pentru tine nu e complicat, și pentru noi Grozav).

La Descarcă gratis Rezumate la viteza maxima, inregistreaza-te sau autentifica-te pe site.

Important! Toate rezumatele prezentate pentru descărcare gratuită sunt destinate să elaboreze un plan sau o bază pentru propriile lucrări științifice.

Prieteni! Aveți o oportunitate unică de a ajuta studenții la fel ca tine! Dacă site-ul nostru v-a ajutat să găsiți jobul de care aveți nevoie, atunci cu siguranță înțelegeți cum jobul pe care îl adăugați poate ușura munca altora.

Dacă, în opinia dumneavoastră, Rezumatul este de proastă calitate sau ați văzut deja această lucrare, vă rugăm să ne anunțați.

Petrolul este una dintre principalele resurse necesare oamenilor. Timp de multe milenii, omenirea folosește petrolul în diverse domenii de activitate. Și, în ciuda faptului că oamenii de știință lucrează neobosit pentru a dezvolta noi tehnologii energetice, petrolul rămâne în continuare un produs indispensabil în domeniul energiei, în primul rând. Cu toate acestea, rezervele acestui „aur negru” se epuizează incredibil de repede. Aproape toate zăcămintele gigantice au fost găsite și dezvoltate de mult timp; practic nu a mai rămas niciunul. Este de remarcat faptul că, de la începutul acestui secol, nu a fost descoperit niciun câmp petrolier mare precum Samotlor, Al-Ghawar sau Golful Prudhoe. Acest fapt este o dovadă că omenirea a consumat deja cea mai mare parte a zăcămintelor de petrol. În acest sens, problema producției de petrol devine din ce în ce mai acută și presantă în fiecare an, în special pentru Federația Rusă, care se află pe locul trei în rândul tuturor țărilor din lume în ceea ce privește capacitatea sectorului său de rafinare a petrolului, în urma Chinei și a STATELE UNITE ALE AMERICII.

Astfel, guvernul rus depune toate eforturile pentru a menține volumele producției de petrol, menținând astfel influența statului pe piața mondială. Conform previziunilor analitice, în viitorul apropiat, conducerea în domeniul producției de petrol va trece în Canada, Brazilia și Statele Unite, ceea ce este dezamăgitor pentru Federația Rusă. Din 2008, țara a cunoscut o dinamică negativă în extracția acestei resurse. Potrivit Ministerului Energiei, din 2010, producția de petrol în stat era de 10,1 milioane de barili, dar până în 2020, dacă nu se va schimba nimic, producția va scădea la 7,7 milioane de barili. Situația poate fi schimbată doar prin luarea de măsuri drastice în politica industriei de producție și rafinare a petrolului. Cu toate acestea, toate aceste statistici și indicatori nu indică faptul că rezervele de petrol se epuizează. Acest lucru sugerează că acum majoritatea sunt rezerve de petrol greu de recuperat. Potrivit estimărilor Ministerului Energiei, numărul total de astfel de zăcăminte de petrol din Rusia este de aproximativ 5-6 miliarde de tone, ceea ce reprezintă 50-60% din volumul total. Astfel, uleiul etanș este o soluție bună la problema menținerii volumelor necesare de producție de petrol. Astfel, extragerea uleiului greu de recuperat este o măsură necesară.

Rezervele de petrol greu de recuperat sunt zăcăminte de petrol care se caracterizează prin condiții nefavorabile pentru extracția acestei resurse, precum și prin proprietăți fizice nefavorabile. În plus față de acest tip Zăcămintele de petrol le includ și pe cele situate în zona de raft, în câmpuri aflate într-un stadiu târziu de dezvoltare, precum și petrol cu ​​vâscozitate ridicată. Un exemplu bun pentru producția de ulei de înaltă vâscozitate este dezvoltarea câmpului Yamalo-german, care are caracteristici care contribuie la solidificarea petrolului nu numai la rece, ci și la temperaturi peste zero.

Absolut toate zăcămintele de petrol greu de recuperat sunt împărțite în două categorii:

1. Rezervoare caracterizate prin permeabilitate scăzută a formațiunilor. Acestea includ gresii dense, șisturi și formațiunea Bazhenov;
2. Ulei cu vâscozitate mare și greu - bitum natural, nisipuri petroliere.

Este de remarcat faptul că uleiul care aparține primului grup în caracteristicile sale de calitate este destul de comparabil cu uleiul care este extras prin metoda tradițională.

Având în vedere dificultățile în timpul extragerii unui astfel de petrol, este de remarcat faptul că metodele convenționale de dezvoltare a unor astfel de câmpuri vor fi ineficiente. În acest sens, se folosesc tehnologii complet diferite care necesită costuri corespunzătoare. De câțiva ani, experții studiază zăcămintele de petrol greu de recuperat și au dezvoltat metode adecvate și, în același timp, relativ ieftine, pentru extracția acestuia.

Astfel, dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat prin metode tradiționale duce la faptul că inițial resursa din sondă este bună, dar se epuizează rapid. Acest lucru se datorează faptului că producția de petrol în acest caz se realizează dintr-o zonă mică, care este aproape adiacentă secțiunii perforate a sondei. În acest sens, forarea puțurilor verticale convenționale nu dă rezultatul necesar. În acest caz, ar trebui folosite metode pentru a crește productivitatea puțului. De regulă, acestea vizează creșterea zonei de contact cu formațiunea, care are o saturație ridicată cu ulei. Acest efect poate fi obținut prin forarea puțurilor cu o secțiune orizontală mare, precum și prin utilizarea metodei de fracturare hidraulică în mai multe locuri în același timp. Această metodă este adesea folosită și în producția de ulei de șist. Cu toate acestea, pentru producerea, de exemplu, de bitum natural sau ulei ultra-vâscos, această metodă va fi ineficientă.

Alegerea metodelor de extragere a unor astfel de materii prime se bazează pe un parametru precum adâncimea de apariție a rocilor saturate cu petrol. Dacă depozitele sunt situate la o adâncime relativ mică, până la câteva zeci de metri, atunci metoda deschisa producție În caz contrar, dacă adâncimea este suficient de mare, uleiul greu de recuperat este mai întâi încălzit cu abur sub pământ, ceea ce îl face mai lichid și scos la suprafață. Producția de abur, care este pompat în puț, se realizează într-o cameră specială pentru cazane. Este de remarcat faptul că dificultățile apar cu utilizarea acestei metode dacă adâncimea uleiului greu de recuperat este foarte mare. Acest lucru se datorează faptului că pe drumul către ulei, aburul își pierde temperatura, astfel încât uleiul nu se încălzește așa cum este necesar, motiv pentru care vâscozitatea acestuia nu se modifică după cum este necesar. Prin urmare, există o metodă de stimulare a aburului-gaz, care nu presupune furnizarea de abur în formațiune, ci obținerea acestuia direct la adâncimea dorită. Pentru a face acest lucru, un generator de abur este instalat direct pe fața minei. Reactivi speciali sunt furnizați generatorului de abur, a cărui interacțiune generează căldură, care contribuie la formarea de azot, dioxid de carbon și apă. Când dioxidul de carbon se dizolvă în ulei, devine și mai puțin vâscos.

Astfel, este de remarcat faptul că uleiul etanș este o resursă importantă, a cărei extracție va ajuta la menținerea producției de volume necesare de petrol. Cu toate acestea, pentru a-l extrage, ar trebui folosite metode fundamental diferite, semnificativ diferite de extracția petrolului din zăcămintele tradiționale. Aceasta, la rândul său, implică cheltuieli financiare suplimentare. În acest sens, costul final al petrolului extras greu de recuperat va fi de aproximativ 20 USD pe 1 baril, în timp ce costul unui baril de petrol tradițional este de 3-7 USD. Specialistul continuă să lucreze la noi tehnologii care vor permite extragerea petrolului greu de recuperat la costuri minime.