Petrolul este una dintre principalele resurse necesare omului. Timp de multe milenii, omenirea folosește petrolul în diverse domenii de activitate. Și, în ciuda faptului că oamenii de știință lucrează neobosit la dezvoltarea de 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 de mult găsite și dezvoltate, practic nu a mai rămas niciunul. Este de remarcat faptul că, de la începutul acestui secol, nu a fost găsit încă un singur 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 urgentă în fiecare an, în special pentru Federația Rusă, care, în ceea ce privește capacitatea sectorului său în zona de rafinare a petrolului, se află pe locul trei în rândul tuturor țărilor lumii. , înaintea Chinei și a Statelor Unite.
Astfel, guvernul rus depune toate eforturile pentru a menține producția de petrol, menținând astfel influența statului pe piața mondială. Conform previziunilor analitice, în viitorul apropiat, conducerea în domeniul producției de petrol va trece către Canada, Brazilia și Statele Unite, ceea ce este dezamăgitor pentru Federația Rusă. Din 2008, s-a înregistrat o tendință negativă în extracția acestei resurse în țară. 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 adoptarea unor măsuri drastice în politica industriei producătoare și de rafinare a petrolului. Cu toate acestea, toate aceste statistici și indicatori nu sunt dovezi că rezervele de petrol se epuizează complet. Acest lucru sugerează că acum majoritatea rezervelor 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 total. Astfel, uleiul etanș este o soluție bună la problema, care este menținerea volumelor necesare de producție de petrol. Astfel, extragerea uleiului greu de recuperat este o măsură necesară.
Rezervele de petrol greu de recuperat se numesc zăcăminte de petrol, care se caracterizează prin condiții nefavorabile pentru extracția acestei resurse, precum și prin proprietăți fizice nefavorabile. În plus, acest tip de zăcăminte de petrol le includ și pe cele situate în zona de raft, în câmpuri aflate într-un stadiu târzie de dezvoltare, precum și petrol cu vâscozitate mare. Un bun exemplu de producere a uleiului cu vâscozitate ridicată este dezvoltarea câmpului Yamal-Nemets, care are caracteristici care contribuie la solidificarea petrolului nu numai la rece, ci și la temperaturi pozitive.
Absolut toate depozitele de ulei greu de recuperat sunt împărțite în două categorii:
Trebuie remarcat faptul că uleiul aparținând primei grupe în ceea ce privește caracteristicile sale de calitate este destul de comparabil cu uleiul care este produs prin metoda tradițională.
Având în vedere dificultățile în timpul extracției unui astfel de ulei, este de remarcat faptul că metodele obișnuite de dezvoltare a unor astfel de zăcăminte 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 dezvoltă metode adecvate, și în același timp relativ bugetare, de extracție a acestuia.
Astfel, dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat prin metode tradiționale duce la faptul că inițial resursa din sondă merge bine, dar se termină 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 puțului. În acest sens, forarea puțurilor verticale convenționale nu dă rezultatul dorit. În acest caz, ar trebui folosite metode pentru a crește productivitatea puțului. De regulă, acestea au ca scop creșterea zonei de contact cu formațiunea, care are o saturație ridicată în ulei. Acest efect poate fi obținut prin forarea puțurilor cu o secțiune orizontală mare, precum și prin aplicarea metodei de fracturare hidraulică în mai multe locuri în același timp. Această metodă este adesea folosită și în extracția uleiului de șist. Totuși, pentru extracția, de exemplu, a bitumului natural sau a uleiului extravâscos, 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 zăcămintele sunt situate la o adâncime relativ mică, de până la câteva zeci de metri, atunci se utilizează o metodă de exploatare în cariera deschisă. În caz contrar, dacă adâncimea este suficient de mare, atunci uleiul greu de recuperat este mai întâi încălzit cu abur sub pământ, ceea ce îi permite să fie mai lichid și adus la suprafață. Producția de abur, care este pompat în puț, se realizează într-o cameră specială pentru cazane. Trebuie remarcat faptul că dificultățile apar cu utilizarea acestei metode dacă adâncimea de apariție a 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 în mod necesar, din cauza căreia vâscozitatea acestuia nu se schimbă așa cum ar trebui. Prin urmare, există o metodă de tratare cu abur-gaz, care presupune să nu se furnizeze abur la rezervor, ci să se obțină direct la adâncimea dorită. Pentru aceasta, un generator de abur este instalat direct în față. Reactivi speciali sunt introduși în generatorul de abur, în timpul interacțiunii cărora se eliberează căldură, ceea ce contribuie la formarea de azot, dioxid de carbon și apă. Când dioxidul de carbon se dizolvă în ulei, devine, de asemenea, mai puțin vâscos.
Astfel, este de remarcat faptul că petrolul greu de recuperat este o resursă importantă, a cărei extracție va permite menținerea producției de volume necesare de petrol. Cu toate acestea, pentru a-l extrage, ar trebui folosite metode fundamental diferite, care diferă semnificativ de producția de petrol din zăcămintele tradiționale. Aceasta, la rândul său, implică cheltuieli financiare suplimentare. În acest sens, costul final al petrolului produs greu de recuperat va fi de aproximativ 20 USD pe 1 baril, în timp ce costul unui baril de petrol convențional este de 3-7 USD. Specialistul continuă să lucreze la noi tehnologii care vor face posibilă extragerea uleiului greu de recuperat la costuri minime.
Angajații Centrului de Știință și Tehnologie Gazprom Neft, împreună cu specialiști de la Gazpromneft-Vostok, de la câmpul Archinskoye din districtul Parabelsky, au efectuat prima refracturare folosind substanțe chimice speciale și polimeri de nouă generație. Replicarea în continuare a tehnologiei poate crește producția de petrol cu până la 50% în câmpurile cu zăcăminte de carbonat, care reprezintă mai mult de 40% din rezervele recuperabile ale companiei.
În timpul fracturării hidraulice în depozite cu roci carbonatice se folosesc substanțe chimice care creează fisuri în rezervor: prin acestea, petrolul intră în puț. Cu cât fracturile sunt mai lungi, cu atât volumul depozitului pe care îl poate acoperi este mai mare.
STC „Gazprom Neft” și „Gazpromneft-Vostok” au efectuat fracturi hidraulice repetate folosind acid îngroșat și polimeri avansați. Cu ajutorul unor formulări speciale, viteza de reacție a compoziției cu roca este încetinită, ceea ce permite reactivului să acopere zone suplimentare ale rezervorului de petrol, creând fracturi mai extinse.
Specialiștii Gazprom Neft au elaborat opțiuni pentru soluții tehnologice potrivite condițiilor din domeniul Archinskoye. După tratarea experimentală a puțului, prima lună de funcționare a înregistrat o creștere de două ori a producției de petrol.
Gazpromneft-Vostok a făcut un alt pas important către dezvoltarea eficientă a rezervelor greu de recuperat, stabilizarea producției de petrol în regiunea Tomsk și dezvoltarea industriei”, a comentat Igor Shaturny, guvernatorul adjunct al Regiunii Tomsk pentru politică industrială. comentând rezultatele aplicării noii tehnologii.
„Noile provocări pe care ni le prezintă industria petrolieră necesită utilizarea unor abordări inovatoare. Numărul puțurilor forate în rezervoare de carbonat crește în fiecare an și am fost primii din regiunea Tomsk care au aplicat o astfel de soluție tehnologică precum utilizarea unui polimer special în timpul fracturării hidraulice repetate. Acest lucru permite ca zonele de formațiuni neexplorate să fie puse în funcțiune și, prin urmare, să dezvoltăm mai eficient rezervele la activele noastre. Pentru noi, acesta este un alt pas important în lucrul cu rezervele greu de recuperat”, a declarat Anatoly Verin, geolog șef al Gazpromneft-Vostok.
Fracturarea hidraulică (HF) este o metodă de intensificare a producției de petrol. Constă în faptul că la presiune ridicată este pompat în rezervor un amestec de lichid și un agent de susținere special (agent de susținere). În procesul de alimentare a amestecului, se formează canale foarte conductoare (fracturi de fractură), care leagă sonda și formarea și asigură curgerea petrolului. În fracturarea hidraulică în mai multe etape (MSHF), mai multe operații de fracturare hidraulică sunt efectuate într-un singur sondă orizontală. Astfel, se asigură o creștere multiplă a zonei de acoperire a rezervorului cu un singur puț.
Rocile carbonatice sunt straturi compuse în principal din calcar și dolomit. O trăsătură distinctivă a rezervoarelor de carbonat este structura complexă a spațiului gol, care conține hidrocarburi. În prezent, 60% din rezervele mondiale de petrol sunt concentrate în zăcăminte de carbonat.
Acidul îngroșat este un tip de substanță chimică vâscoasă, vâscoasă.
Subiect: Perspective pentru dezvoltarea rezervelor greu de recuperat în republică și în Rusia în ansamblu
Tip: Rezumat | Dimensiune: 146.70K | Descărcări: 50 | Adăugat pe 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 a industriei petroliere 9
3. Sprijinul științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere cu rezerve greu de recuperat 13
Concluzia 22
Referințe 23
Rezerva principală pentru menținerea nivelurilor producției de petrol în multe regiuni ale Federației Ruse în condițiile actuale de dezvoltare a industriei este rezervele de petrol greu de recuperat (TRI). 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. Industria petrolieră a Tatarstanului timp de 60 de ani de la descoperirea primului câmp de petrol industrial 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 ușoară creștere (1995), a venit din nou o perioadă de stabilizare a producției 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 la instalațiile cu rezerve de petrol greu de recuperat. De aceea, experiența de mulți ani de dezvoltare a depozitelor și straturilor cu HIZ și creșterea eficienței dezvoltării lor este foarte valoroasă.
Urgența problemei. În situația economică actuală din Rusia, problema creșterii eficienței extragerii rezervelor de petrol prin utilizarea celor mai noi tehnologii pentru explorarea suplimentară, dezvoltarea și dezvoltarea suplimentară a câmpurilor din vechile regiuni producătoare de petrol a devenit deosebit de relevantă. 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 depozitelor aflate într-o etapă târzie de dezvoltare se transformă în unele greu de recuperat. Acum, aproximativ jumătate din petrolul produs în țară este asigurat de rezerve greu de recuperat.
Scopul acestei lucrări este de a studia suportul științific al noilor tehnologii pentru dezvoltarea zăcămintelor 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 greu de recuperat ale câmpurilor petroliere din Rusia.
Pentru Rusia - o țară cu un potențial colosal de resurse naturale - dezvoltarea relațiilor legate de acordarea drepturilor de utilizare a subsolului și controlul îndeplinirii condițiilor pentru acordarea acestora, problemele de utilizare a relațiilor în procesul de utilizare a subsolului pentru a reglementa o gamă mai largă de procese socio-economice sunt printre cele mai importante. În opinia noastră, în cursul reformelor economice în curs, natura complexă a relațiilor în procesul de utilizare a subsolului, sfera lor de aplicare nu este recunoscută și nu este utilizată într-o măsură suficientă.
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 de hidrocarburi lichide nereîncărcate s-a ridicat la aproximativ 700 milioane% din gaz - mai mult de 2,3 trilioane de metri cubi. 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 acestuia 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, al căror grad de recuperare este mai mare de 80%, depășește 25% din rezervele dezvoltate de companiile petroliere, iar ponderea rezervelor cu o reducere de apă 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 celor unice și mari a scăzut cu peste 20%. În general, 80% din depozitele la soldul statului sunt clasificate ca mici.
Există multe motive pentru starea nefavorabilă a bazei de materie primă, toate fiind binecunoscute specialiștilor. Acestea sunt volumele puternic reduse de explorare geologică regională pentru petrol și gaze din cauza scăderii generale a fondurilor publice alocate în aceste scopuri, și lipsei unei motivații adecvate în rândul companiilor de petrol și gaze - utilizatorii subsolului și controlului slab din partea statului asupra asigurării. utilizarea rațională a subsolului și eficiența dezvoltării câmpului, precum și lipsa competențelor necesare pentru reglementarea de stat a relațiilor de utilizare a subsolului de către autoritățile executive federale care implementează politica de stat în domeniul extracției mineralelor combustibile. În plus, lipsa de transparență, corupția, riscurile mari asociate, în special, cu posibilitatea revocării licențelor miniere de la un utilizator de subsol, reduc atractivitatea investițională a acestui domeniu de activitate.
Până în 2002, regiunile s-au implicat activ în investiții în reproducerea bazei de resurse minerale. Investițiile lor în explorare 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 deducerilor pentru reproducerea bazei de resurse minerale, volumul lucrărilor de explorare 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 și să asigure creșterea 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 pentru gestionarea economiei fără implementarea măsurilor de reglementare de stat a sferei de utilizare a subsolului nu oferă o soluție cuprinzătoare la sarcinile strategice de utilizare a bazei de resurse minerale. Ca urmare, a existat un întârziere 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 lucrări de prospectare și evaluare pe scară largă și, în viitor, pentru pregătirea rezervelor comerciale de hidrocarburi.
Odată cu intensificarea până la limita producției de petrol în regiunile vechi, practic nu se face nimic pentru a pregăti înlocuirea lor. Puteți critica sistemul de planificare sovietic după cum doriți, dar perspectiva a fost întotdeauna luată în considerare. Era o tradiție de dezvoltare a bazei de resurse minerale a țării.
În legătură cu cele de mai sus, cât mai curând posibil, ar trebui să se lucreze la studierea unor 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, rafturile mărilor marginale. Întârzierea rezolvării acestei sarcini importante poate duce la pierderea resurselor naționale de combustibil și energie. Cu toate acestea, o soluție cu 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 asta ai 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 a impune sancțiuni economice pentru rezervele care depășesc opt până la nouă ani de aprovizionare 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, dezvoltarea infrastructurii de transport, condițiile fiscale și realizările științifice și tehnologice în explorare pentru dezvoltarea depozitelor, precum și calitatea bazei de resurse explorate.
Volumele viitoare de producție de petrol în Rusia vor diferi semnificativ în funcție de una sau alta variantă a dezvoltării socio-economice a țării. Cu o combinație de condiții și factori interni și externi favorabili (scenarii de dezvoltare optimiste și favorabile), producția de petrol din Rusia se poate ridica la aproximativ 460-470 de milioane de tone. în 2010 și crește la 500-520 de milioane de tone până în 2020. În condiții externe și interne care formează o variantă moderată a dezvoltării socio-economice a țării, producția de petrol este prevăzută a fi semnificativ mai mică - până la 450 de milioane de tone în 2010 și la 460 milioane de tone în 2020. În cele din urmă, într-un scenariu critic, creșterea producției de petrol poate continua doar în următorii 1-2 ani, iar apoi se așteaptă o scădere a producției: la 360 milioane de tone până în 2010 și la 315 milioane de tone până în 2020
Producția de petrol va fi realizată și dezvoltată în Rusia atât în regiunile 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).
Principala bază petrolieră a țării pentru întreaga perioadă analizată va rămâne provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. 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, dezvoltarea zăcămintelor cu greu recuperarea rezervelor va deveni neprofitabilă, 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 se va ridica la 90-100 de milioane de tone până în 2020. (față de 110 milioane de tone în 2002).
Pe baza calității actuale și previzibile a bazei de materie primă a industriei, este necesar:
Intensificare semnificativă a lucrărilor de explorare 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 atingerea nivelurilor de explorare geologică și de investiții necesare dezvoltării durabile a industriei). );
Creșterea factorilor de recuperare a petrolului în vederea creșterii potențialului recuperabil și a producției actuale a zăcămintelor dezvoltate.
Republica Tatarstan este cea mai veche regiune producătoare de petrol din țară. Există factori pozitivi care permit să fim optimiști cu privire la perspectivele dezvoltării de noi rezerve în zonele vechi producătoare de petrol.
Practica arată că resursele predictive și estimările cresc continuu pe măsură ce sunt studiate, iar Republica Tatarstan este o confirmare clasică a acestui lucru. În Tatarstan, în anii reformelor pieței, reproducerea extinsă a rezervelor de petrol a fost asigurată față de 20-50% în anii precedenți. Disponibilitatea rezervelor explorate de producție curentă, cu creșterea sa continuă, este în creștere și este în prezent mai mare decât în țară. Republica reevaluează în mod regulat resursele de petrol prognozate. 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. Pe măsură ce studiezi, acestea vor crește. Este planificată o reevaluare ulterioară a resurselor de prognoză, care se efectuează 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 egal cu 30-35%. Se presupune că, cu tehnologiile dezvoltate, după dezvoltarea rezervelor recuperabile, în subsol va rămâne de 2 ori mai mult petrol decât va fi produs până la sfârșitul dezvoltării câmpului.
Deși Republica Tatarstan se caracterizează printr-un grad ridicat de explorare a resurselor minerale, de-a lungul anilor reformelor pieței, înlocuirea rezervelor de fier vechi s-a îmbunătățit și, în comparație cu cea medie rusească, este mai favorabilă. Totuși, în total, creșterea rezervelor datorată noilor descoperiri a scăzut de la 49,2% la 13% pe an. În ciuda disponibilității suficiente a rezervelor de petrol explorate, strategia acordă o atenție considerabilă pregătirii de noi rezerve. Acest lucru se datorează ponderii mari a rezervelor de petrol greu de recuperat, care este de 80%. O strategie de înlocuire a rezervelor pe termen lung în regiunile petroliere vechi ar trebui să includă lucrul în trei direcții:
Studiu și explorare ulterioară a zăcămintelor de petrol din ținte tradiționale de explorare (zăcămintele Devoniene și Carbonifer).
Efectuarea de lucrări la scară largă pentru creșterea factorului de recuperare a petrolului, care poate deveni o nouă direcție importantă pentru creșterea bazei de resurse din vechile regiuni producătoare de petrol.
Studiu geologic al potențialului petrolier și gazos al obiectelor neconvenționale ale rocilor adânci ale subsolului cristalin și al zăcămintelor sedimentare Riphean-Vendian, bitum permian.
În prezent, în industria petrolieră a Republicii Tatarstan operează 28 de companii petroliere mici, a căror producție de petrol variază între 10.000 și 500.000 de tone pe 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, li s-au dat 67 de zăcăminte petroliere, majoritatea cu rezerve greu de recuperat care conţin petrol acre, 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 din republică, au apărut noi tehnologii inovatoare, concurență, noi EOR și metode de intensificare a producției. În 2004, companiile mici au produs mai mult de 4,8 milioane de tone.În următorii ani, se preconizează creșterea producției de petrol de către toate companiile petroliere independente la 8 milioane de tone pe an.
Experiența dezvoltării industriei petroliere în Tatarstan a arătat următoarele
Optimizarea condițiilor de utilizare și impozitare a subsolului este cheia soluționării problemei VMSB și a satisfacerii 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 pot fi reglementate și administrate fără corupție;
Actuala lege „Asupra subsolului” permite diferențierea taxei de extracție a mineralelor, stimularea dezvoltării zăcămintelor „vechi” și epuizate;
Dacă vom avea grijă de subsol și le vom elimina cu prudență la nivelul subiecților Federației, atunci vor exista oportunități uriașe 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 legea mai avansată „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 existent pentru utilizarea 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;
Prevăd posibilitatea delegării unei părți din competențele centrului federal de reglementare a utilizării subsolului la nivel regional; transferul autorităților regionale a competențelor de a dispune de zăcăminte 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 și geologice și economice și geografice pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere și de calitatea comercială a petrolului din intestine;
Pentru creșterea eficienței dezvoltării subsolului este necesar să se lase atât forme competitive de acces la subsol, cât și forme de licitație, fiecare dintre acestea având avantaje și dezavantaje și putând fi aplicate în funcție de condițiile specifice;
Pentru utilizarea rațională a resurselor subsolului este necesară întărirea controlului de stat asupra îndeplinirii condițiilor convenite de utilizare a subsolului; aceasta se realizează prin suplimente anuale la contractele de licență, care înregistrează nivelurile anuale de producție, înlocuirea rezervelor, volumele de explorare și foraj de producție; sunt preluate din documente de proiectare și supraveghere pe teren aprobate corespunzător; controlează implementarea de către organele Ministerului Resurselor Naturale al Federației Ruse; experiența pozitivă este disponibilă în Republica Tatarstan;
Legea „Cu privire la subsol” ar trebui să prevadă stimulente pentru VMSB ca urmare a eliminării plăților pentru explorare pe cheltuiala fondurilor proprii ale utilizatorilor subsolului, caracterul de licitație al depunerii siturilor pentru explorarea petrolieră riscantă, plata de către utilizatorii subsolului a costurile istorice ale statului în parcele de subsol numai după ce proiectul a ajuns la amortizare și a primit o durată de viață suficientă, simplificarea procedurii de înregistrare a descoperirilor, finanțarea integrală a cercetării geologice regionale și funcționale pe cheltuiala statului;
Aproba 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 aflate în subordinea directă Guvernului Rusiei.
Ponderea rezervelor greu de recuperat din rezervoare strânse, zone sub-gaz și uleiuri vâscoase continuă să crească și se ridică acum la aproximativ 60% (Fig. 3.1).
Din păcate, calitatea rezervelor reziduale se deteriorează și din cauza dezvoltării mai active a rezervelor bune, active. Dacă rezervele active au fost dezvoltate până acum în medie cu 75%, atunci greu de recuperat doar cu 35%.
Figura 3.1 - Dinamica rezervelor de petrol greu de recuperat ale zăcămintelor rusești
Din Figura 3.1 se poate observa că odată cu creșterea ponderii rezervelor greu de recuperat, factorul de recuperare a petrolului de proiectare este în scădere de mulți ani și abia în ultimii ani a început să crească ușor.
Aceste dependențe ilustrează destul de clar tendința actuală 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 recuperare 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 activitatea de cercetare relevantă a fost limitată. 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 subsolului evită adesea nevoia de a le folosi. Nici speranțele pentru sosirea noilor tehnologii de recuperare a petrolului în Rusia datorită muncii companiilor străine în câmpurile țării nu au fost pe deplin justificate.
O problemă specială în țară o reprezintă zăcămintele inundate - acum tăierea medie de apă a produselor extrase 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 rezervoarele inundate va crește constant. Pentru recuperarea acestor rezerve, este necesară și utilizarea unor tehnologii mai avansate.
Ținând cont de structura emergentă a rezervelor și de perspectivele de dezvoltare a acestora, se poate susține că un rol semnificativ în creșterea rezervelor recuperabile ale țării ar trebui să fie jucat de recuperarea sporită a petrolului din rezervele greu recuperabile, precum și de rezerve. în rezervoare inundate.
De menționat că companiile petroliere internaționale 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 estimată a petrolului în lume este acum de aproximativ 30%, în SUA - 39%, în timp ce recuperarea medie reală a petrolului în viitor este proiectată la 50 - 60%.
Există trei blocuri majore ale principalelor metode de dezvoltare a câmpurilor petroliere: regimul natural, metodele secundare și metodele terțiare (metode de recuperare îmbunătățită a petrolului).
Utilizarea pe scară largă a inundațiilor a făcut posibilă creșterea semnificativă a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării. Creșteri suplimentare ale recuperării petrolului în timpul inundațiilor în anumite condiții sunt asigurate de așa-numitele metode hidrodinamice de stimulare: stimularea ciclică cu modificarea debitelor de filtrare, tehnologia sistemului de implementare a BHT, puțuri orizontale, fracturare 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 recuperabile, se poate realiza doar cu o creștere semnificativă a utilizării metodelor „terțiare”: termică. , gaze și chimice (recuperarea petrolului realizabilă este de 35 - 70%).
În același timp, metodele de recuperare îmbunătățită a petrolului sunt mult mai complexe decât inundarea cu apă, procese bazate pe mecanismele 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 în aplicarea lor folosind mijloace noi și fundamental noi de control și reglementare.
Toate acestea necesită costuri suplimentare. În același timp, investițiile reale în crearea de noi tehnologii în companiile autohtone sunt mult mai mici decât în cele străine.
Cu toate acestea, experiența străină și națională arată că complexitatea și costurile suplimentare sunt în cele din urmă compensate de o eficiență sporită.
Există informații despre peste 1500 de proiecte EOR din lume. Productia anuala este estimata la 120 - 130 milioane de tone.
În Statele Unite, la începutul anului 2010, erau în derulare 194 de proiecte consolidate de recuperare a petrolului. Numărul acestora a scăzut ușor din 1998, trecând de la 199 în 1988 la 143 în 2004 și 194 în 2010, dar în același timp au fost mărite. Producția totală de petrol datorată acestor metode este de 34,4 milioane tone/an. Este deosebit de important de menționat că ponderea producției de petrol prin metode „terțiare” în producția totală din SUA este de aproximativ 12%.
Având în vedere starea și perspectivele de aplicare a metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului, trebuie spus despre experiența internă a implementării active a acestor metode în anii 80 ai secolului trecut.
Impulsul dezvoltării problemei a fost un decret special al Guvernului țării (1976), care a determinat volumul producției suplimentare de petrol prin utilizarea metodelor „terțiare” de creștere a valorificării petrolului, precum și volumul producției. 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 intersectorial „Nefteotdacha”. Structura organizatorică a complexului a oferit atât suport științific problemei, cât și implementarea programului de lucru experimental.
Companiile de servicii transferate în structura RMNTK (Termneft, Soyuzneftepromkhim, Soyuznefteotdacha, Tatneftebitum) au efectuat pachete de lucru speciale în câmpurile pilot ale întreprinderilor producătoare de petrol care nu erau incluse anterior în practica întreprinderilor (injecție de agenți chimici, generare și injectare de căldură). purtători 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 pe an. Sprijinul științific al problemei a fost realizat prin intermediul „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 volumele de aplicare a metodelor au început să scadă.
În prezent, producția prin metode „terțiare” depășește doar puțin 1,5 milioane de tone/an. În ultimii ani au fost lansate și dezvoltate mai multe proiecte în domeniile țării privind utilizarea metodelor de influență termică și gazoasă. În același timp, în opinia noastră, există o serie de probleme de natură mai degrabă 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 avansării soluțiilor de melc de substanțe chimice în rezervor;
Scăderea adsorbției de reactivi chimici pe un mediu poros;
Crearea de compoziții țintite de substanțe chimice pentru condiții specifice de rezervor;
Reducerea in situ a vâscozității uleiului prin 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 rezervor asupra cineticii oxidării în timpul injectării aerului de înaltă presiune;
Determinarea efectului temperaturii asupra proprietăților capilare ale unui mediu poros;
Determinarea efectului temperaturii asupra curbelor permeabilităților de fază pentru diverse medii poroase;
Optimizarea volumelor de agenti gazosi cu o combinatie de injectie de gaz si apa;
Utilizarea sistemelor de spumă și a altor reactivi pentru reglarea metodelor fizico-chimice, termice și gazoase;
Evaluarea eficienței injectării apei slab mineralizate în rezervoare, modificarea umectabilității unui mediu poros;
Evaluarea eficacității metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului pe baza datelor din câmp și multe altele.
Din păcate, sprijinul lor științific actual corespunde, de asemenea, sferei și nivelului de lucru privind aplicarea metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului și dezvoltarea rezervelor greu de recuperat.
Deși lipsa unor programe federale și sectoriale pe această temă nu permite o prezentare concretă a volumului cercetărilor privind metodele individuale, însă indicatorii indirecți (mai ales în comparație cu companiile străine) sunt destul de elocvenți.
Astfel, conform datelor disponibile, costurile muncii de cercetare și dezvoltare în companiile străine de petrol și gaze sunt de 6 până la 10 ori mai mari decât în marile companii rusești.
Figura 3.2 - Volume de finanțare pentru cercetare și dezvoltare per cercetător, mii de dolari
Potrivit lui G.I. Shmal, 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 din Rusia, împreună cu Gazprom pentru cercetare și dezvoltare s-au ridicat în același an la 250 de milioane de dolari. problema suportului științific pentru crearea de noi tehnologii, remarcăm necesitatea participării atât a statului, cât și a întreprinderilor la finanțarea acesteia. Se poate observa (Fig. 3.2) că finanțarea pentru cercetare și dezvoltare în Rusia este mult 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 valoarea finanțării pentru cercetare și dezvoltare: numărul de brevete înregistrate în companiile rusești este de zece ori mai mic decât în cele străine (Fig. 3.3).
Figura 3.3 - Numărul de brevete înregistrate de companiile de petrol și gaze, buc.
Recent, au apărut o serie de factori încurajatori pentru posibilitatea dezvoltării accelerate a problemei recuperării sporite a petrolului din zăcăminte cu rezerve greu de recuperat. Preocuparea cu privire la starea completă a recuperării petrolului în câmpurile țării a fost exprimată de conducerea țării.
Au fost adoptate decrete ale Guvernului privind stimulentele economice pentru dezvoltarea depozitelor cu rezerve greu recuperabile:
Uleiuri cu vâscozitate mare (mai mult de 20 mPa.s);
Tăiere mare de apă (mai mult de 85%);
Cu straturi de permeabilitate scăzută (1,5-2,0; 1,0-1,5; mai puțin de 1,0 µm 2,10 -3).
Din păcate, implementarea documentelor adoptate întâmpină o serie de dificultăți practice, care sunt asociate cu necesitatea creării unor sisteme separate pentru colectarea și tratarea petrolului, ceea ce uneori necesită costuri semnificative. În ceea ce privește rezervoarele cu permeabilitate scăzută, versiunea prezentată a Decretului necesită în continuare clarificări suplimentare, atât în ceea ce privește metoda de determinare a permeabilității (absolută sau relativă), cât și în ceea ce privește posibilitatea de a realiza o astfel de acuratețe în diagnosticarea rezervoarelor de petrol prin permeabilitate. .
Când se analizează perspectivele de consolidare a sprijinului științific al industriei, 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 țară dezvoltată economic are propria sa politică industrială, iar politica industrială este imposibilă fără un sistem sistematic. știința industriei organizate. 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 de douăzeci de ani rezultat, sistemul de știință aplicată (industrie) și academică funcționează - în această perioadă de timp sunt stabilite reperele pentru inovațiile revoluționare, care sunt transferate la pasul următor către departamentele de cercetare și dezvoltare ale corporațiilor. .
Există, de asemenea, propuneri cunoscute pentru concentrarea științei petroliere în universitățile de învățământ, așa cum se practică parțial într-un număr de țări străine. Cu toate acestea, trebuie să țineți cont de faptul că universitățile naționale nu au încă baza științifică, tehnică și de personal necesară și, cel mai important, experiența de cercetare aplicată, care este creată de mulți ani de eforturi.
Așadar, se pare că perspectivele de creștere a eficienței dezvoltării câmpurilor petroliere ale țării și utilizarea EOR sunt asociate cu necesitatea revigorării sistemului de sprijin științific al acestei probleme pe baza unui complex de industrie și institute de învățământ. , cu implicarea, în unele cazuri, a institutelor Academiei Ruse de Științe.
În general, este posibil să se formuleze propuneri pentru intensificarea lucrărilor privind crearea de noi tehnologii pentru dezvoltarea rezervelor de petrol greu de recuperat, 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 și financiar al problemei pe baza programelor de stat de lucrări experimentale și de cercetare, a documentelor de licență 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 până în 2025 creșterea rezervelor recuperabile ale țării cu 2-4 miliarde tone cu o producție suplimentară anuală de 30-60 milioane tone/an.
Problemele dezvoltării rezervelor de petrol greu de recuperat sunt asociate 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 SUA, 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 zăcăminte din Rusia prevăd inundarea tradițională cu apă a zăcămintelor cu un factor caracteristic scăzut de recuperare a petrolului, și nu utilizarea tehnologiilor moderne pentru recuperarea îmbunătățită a 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 datorită tehnologiilor inovatoare. Dar și în Rusia, la cel mai vechi câmp Romashkinskoye din Tatarstan, datorită utilizării acestor metode, creșterea anuală a 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 (cu excepția OAO Tatneft) vor produce 8-8,5 milioane de tone/an în următorii ani. Cea mai mare companie petrolieră - OAO Tatneft, care este una dintre cele mai mari patru companii petroliere din Rusia și una dintre primele 30 de companii petroliere din lume în ceea ce privește producția anuală, asigură până la 40% din venituri bugetului Republicii Tatarstan. După ce a produs aproximativ 2,7 miliarde de tone de petrol de la începutul dezvoltării câmpurilor din 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 pentru recuperarea îmbunătățită a petrolului. Nu este o coincidență faptul că valorile mobiliare ale OAO TATNEFT sunt listate la prestigioasele burse din Londra și New York.
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 integral rusesc „Economie și organizare”. - 2008. - Nr. 7. - 78 p.
4. Korzhubaev A. G., Sokolova I. A., Eder L. V. Analiza tendințelor în complexul petrolier al Rusiei / Jurnalul economic integral rusesc „Economie și organizare”, 2010., - Nr. 10 - 103 p.
5. Martynov V. N. În educația în domeniul petrolului și gazelor - criza supraproducției / Jurnalul „Petrolul Rusiei”, 2009., - Nr. 8 - 23 p.
Ți-a plăcut? Faceți clic pe butonul de mai jos. Pentru tine nu e complicat, și la noi Grozav).
La descărcare gratuită Rezumate la viteza maxima, inregistreaza-te sau autentifica-te pe site.
Important! Toate rezumatele trimise pentru descărcare gratuită au scopul de a elabora un plan sau o bază pentru propria dvs. activitate științifică.
Prieteni! Ai o oportunitate unică de a ajuta studenții ca tine! Dacă site-ul nostru v-a ajutat să găsiți locul de muncă potrivit, atunci cu siguranță înțelegeți cum munca pe care ați adăugat-o poate ușura munca altora.
Dacă rezumatul, în opinia dumneavoastră, este de proastă calitate sau ați văzut deja această lucrare, vă rugăm să ne anunțați.
1.1 Caracteristicile rezervelor de petrol greu de recuperat
Nu există o definiție a rezervelor de hidrocarburi greu de recuperat (denumite în continuare HRR) în cadrul legal de reglementare. Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că terminologia existentă pentru petrol și gaze separă în mod clar rezervele de resurse și rezervele existente de cele recuperabile. „... Rezervele recuperabile cuprind o parte din rezervele geologice, a căror extragere din subsol la data calculului este eficientă din punct de vedere economic pe o piață concurențială cu utilizarea rațională a mijloacelor tehnice și tehnologiilor moderne de producție, ținând cont de respectarea cerinţele de protecţie a subsolului şi a mediului.
Adică, rezervele pot fi numite recuperabile, inclusiv cele dificile, numai atunci când pot fi extrase economic pe o piață concurențială cu utilizarea rațională a mijloacelor tehnice moderne și a tehnologiilor de producție, ținând cont de respectarea cerințelor de protecție a subsolului (OH). ) și mediu (OS). Rezervele de petrol greu de recuperat sunt conținute în zăcăminte sau părți ale zăcămintelor care se caracterizează prin condiții geologice relativ nefavorabile pentru extracția hidrocarburilor și (sau) proprietățile fizice anormale ale acestuia.
În rezervoarele cu rezerve greu recuperabile se observă un mecanism de deplasare a petrolului extrem de complex, asociat cu influența simultană a mai multor factori, precum fenomene capilare, forțe vâscoase, tranziții de fază în combinație cu eterogenitatea stratificată.
Rezervele de petrol greu de recuperat se numesc zăcăminte de petrol, care se caracterizează prin condiții nefavorabile pentru extracția acestei resurse, precum și prin proprietăți fizice nefavorabile. În plus, acest tip de zăcăminte de petrol le includ și pe cele situate în zona de raft, în câmpuri aflate într-un stadiu târzie de dezvoltare, precum și petrol cu vâscozitate mare. Un bun exemplu de producere a uleiului cu vâscozitate ridicată este dezvoltarea câmpului Yamal-Nemets, care are caracteristici care contribuie la solidificarea petrolului nu numai la rece, ci și la temperaturi pozitive.
Rezervele greu de recuperat sunt zăcăminte sau obiecte de dezvoltare care se caracterizează prin condiții geologice nefavorabile pentru producția de petrol și/sau proprietățile fizice ale acestuia. Rezervele de petrol din zona de raft, reziduurile de petrol din câmpurile aflate în stadiul târziu de dezvoltare, precum și petrolul cu vâscozitate mare pot fi considerate rezerve de petrol.
În „Clasificarea rezervelor greu de recuperat” (E. M. Khalimov, N. N. Lisovsky), toate criteriile de clasificare a rezervelor ca rezerve greu de recuperat sunt combinate în cinci grupe în funcție de următoarele caracteristici: - proprietăți anormale ale petrolului și gazelor ( viscozitate);
Caracteristicile nefavorabile ale rezervoarelor (valori scăzute ale porozității, saturației uleiului, permeabilitatii, eterogenitatea rezervorului lateral și vertical);
Tipuri de zone de contact (apă de formare a uleiului, capac ulei-gaz);
Motive tehnologice (dezvoltare);
Factorii minieri și geologici care complică (crește costul) forării puțurilor și producția de petrol.
Nu există un concept de rezervor/non-rezervor în ceea ce privește valorile limită ale porozității și permeabilității; - influența principală asupra conținutului de hidrocarburi și a calității rezervelor o exercită gradul de catageneză a materiei organice solide (kerogen);
Pentru a prezice zone productive și promițătoare, este necesar să se elaboreze un set de criterii și caracteristici geologice specifice;
Neconvenționalitatea rocilor din formațiunea Bazhenov necesită studiul nu numai a caracteristicilor petrofizice, ci și geochimice ale rocilor.
Formația Bazhenov este compusă din roci carbonatice-argilacee-kerogen-siliceoase. Grosimea straturilor intermediare silicioase și carbonatice nu depășește 2-3 m. Ele nu au o distribuție arială largă nici în cadrul structurilor locale, prin urmare, nu pot fi considerate obiecte de dezvoltare. Aceasta este diferența dintre formațiunea Bazhenov și binecunoscuta formațiune Baken (cel mai mare câmp petrolier de șist din SUA).
1.2 Resursele mondiale de petrol din rezerve de petrol greu de recuperat
Strategia energetică a Rusiei pentru perioada până în 2030 specifică următorii parametri pentru dezvoltarea industriei petroliere: producția de petrol în 2030 în valoare de 530 de milioane de tone și realizarea unui factor de recuperare a petrolului (denumit în continuare ORF) de 0,35–0,37.
În prezent, factorul mediu de recuperare a petrolului este:
0,38–0,45 pentru rezerve active;
0,10–0,35 pentru rezervoarele cu permeabilitate scăzută (LPK), care sunt mai mult de 25% în Rusia;
0,05–0,25 pentru uleiuri cu vâscozitate mare.
Conform rezultatelor anului 2016, producția de petrol din Rusia a crescut la maxim din 1990 și s-a ridicat la 547,5 milioane de tone de petrol. Totodată, producția maximă absolută pe teritoriul RSFSR a fost atinsă în 1988 și s-a ridicat la circa 570 de milioane de tone.
În prezent, ponderea Rusiei în producția mondială de petrol este de 12,5%. Siberia de Vest, cu districtele sale Khanty-Mansiysk și Yamalo-Nenets, rămâne zona minieră centrală a Rusiei. Este la egalitate cu bazine mari de petrol și gaze precum Golful Persic și Mexic, Sahara și Alaska.
În Districtul Federal din Orientul Îndepărtat, creșterea rezervelor de petrol are loc în principal în Republica Sakha (Yakutia).
La sfârșitul anului 2016, creșterea rezervelor în UFD s-a ridicat la aproximativ 231 milioane tone (+29 milioane tone față de anul precedent), Privolzhsky - 159 milioane tone (-33 milioane tone), Siberia - 6825 milioane tone (- 14 milioane de tone). Ca urmare, cea mai semnificativă reducere a creșterii rezervelor a avut loc în Districtul Federal Volga.
Nu există o definiție a rezervelor de hidrocarburi greu de recuperat (HRR) în cadrul legal de reglementare. Cu toate acestea, trebuie remarcat faptul că terminologia existentă pentru petrol și gaze separă în mod clar rezervele de resurse și rezervele existente de cele recuperabile.
În prezent, nu numai în Rusia, ci și în întreaga lume, se dezvoltă următoarea situație în ceea ce privește rezervele de TIN.
În prezent, în contextul deteriorării bazei de materie primă a surselor tradiționale de hidrocarburi din Rusia, formațiunea Bazhenov este principala sursă neconvențională de hidrocarburi în Rusia pe termen lung.
Potrivit IPGG SB RAS, aceste zăcăminte conțin 150–500 de miliarde de tone de resurse geologice de petrol, inclusiv 120–400 de miliarde de tone în rezervoare „de mare capacitate”, în regiunea de 10-60 de miliarde de tone.
O hartă a potențialului de petrol și gaze al orizontului Bazhenov al provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest este prezentată în Anexă.
Neconvenționalitatea formațiunii Bazhenov este următoarea:
Întreaga grosime a formațiunii Bazhenov este sursă de petrol și conține ulei și materie organică solidă;
Nu există un concept de „rezervor” cu atributele sale - contact apă-ulei, contur intern extern, zonă de tranziție, zonă de saturație maximă a uleiului etc.;
Nu există un concept de rezervor/non-rezervor în ceea ce privește valorile limită ale porozității și permeabilității;
Influența principală asupra conținutului de hidrocarburi și a calității rezervelor o exercită gradul de catogeneză a materiei organice solide (kerogen);
Pentru a prezice zone productive și promițătoare, este necesar să se elaboreze un set de criterii și caracteristici geologice specifice; - neconvenționalitatea rocilor din formațiunea Bazhenov necesită studiul nu numai a caracteristicilor petrofizice, ci și geochimice ale rocilor.
Formația Bazhenov este compusă din roci carbonatice-argilacee-kerogen-siliceoase. Grosimea straturilor intermediare silicioase și carbonatice nu depășește 2-3 m. Ele nu au o distribuție arială largă nici în cadrul structurilor locale, prin urmare, nu pot fi considerate obiecte de dezvoltare. Aceasta este diferența dintre formațiunea Bazhenov și binecunoscuta formațiune Baken (cel mai mare câmp petrolier de șist din SUA).
Rocile sursă care alcătuiesc matricea principală a formațiunii Bazhenov pot fi atât impermeabile, cât și rezervor. Cu acest rezervor sunt asociate principalele perspective de producție de petrol din Formația Bazhenov și echivalentul său stratigrafic, Subformația Tutleim de Jos.
Majoritatea zăcămintelor au început să fie dezvoltate în perioada sovietică. Din 2010 până în 2016, producția de petrol din Siberia de Vest (excluzând regiunea autonomă Yamalo-Nenets, care este scutită de MET), a scăzut de la aproximativ 307,5 milioane de tone la aproximativ 285,5 milioane de tone pe an (numai în districtul autonom Khanty-Mansi, producția a scăzut cu 27 milioane de tone, adică cu 10%). Producția de petrol din Districtul Federal de Nord-Vest este de 33,7 milioane de tone (aproximativ 6% din cifra națională) (Fig. 1).
Figura 1 - Creșterea producției de petrol în Districtul Federal de Nord-Vest
Baza de bază a materiei prime din regiune este provincia Timan-Pechora de petrol și gaze. În cadrul provinciei există granițe administrative a două subiecți: Republica Komi și Okrug Autonomă Neneț.
Pe lângă provincia Timan-Pechora, producția de petrol se desfășoară și în regiunea Kaliningrad, inclusiv pe raft.
Dezvoltarea producției de petrol în Republica Komi se desfășoară încă din anii 1920. Vârful producției de petrol cade la mijlocul anilor 1980, când se produceau peste 19 milioane de tone de petrol pe an, dar în 10 ani, producția a scăzut la 7 milioane de tone.
De la mijlocul anilor 1990. În prezent, producția de petrol este în curs de restabilire, ceea ce este asociat cu intensificarea producției de uleiuri grele și cu vâscozitate ridicată. Producția de petrol pe scară largă în districtul autonom Nenets a fost realizată de la mijlocul anilor 1990. Vârful producției de petrol din regiune a fost în 2009-2010. (peste 18,8 milioane de tone), după care a scăzut ușor. Acest lucru se datorează revizuirii prognozei de dezvoltare a unui număr de zăcăminte de bază majore în regiune.
La sfârșitul anului 2016, producția de petrol din Republica Komi era de 15,1 mmt, iar producția de petrol din districtul autonom Nenets a fost cu 17,9 mmt peste nivelul anului precedent. În regiunea Kaliningrad, inclusiv în câmpurile offshore, au fost produse 0,7 milioane de tone de petrol. Condițiile de funcționare ale companiilor petroliere se deteriorează din cauza caracteristicilor geologice ale câmpurilor și a parametrilor de producție, cum ar fi creșterea tăierilor de apă și epuizarea câmpurilor.
Ca urmare, ratele de producție la câmpurile existente sunt în scădere (de la 69 bpd în 2012 la aproximativ 64,8 bpd în 2016). Pentru a menține producția, trebuie să forați mult mai mult și mai adânc: adâncimea medie a crescut cu 162 m din 2012 până în 2016 (de la 2810 la 2972 m), iar filmarea totală a crescut cu 22% în 5 ani (de la 21187 la 25786). mii m). Totodată, este în creștere și numărul de intervenții la sonde necesare pentru a asigura debite justificate economic - numărul de fracturări hidraulice a crescut de 1,4 ori în 5 ani.
Figura 2 - Modificarea producției de petrol în perioada 2011-2016 cele mai mari companii miniere, milioane de tone
Figura 3 - Contribuția celor mai mari companii la producția de petrol în 2016, în %
În același timp, factorul de recuperare a petrolului în Rusia este în medie de aproximativ 27-28%, cu un potențial pe termen mediu de 32%-35% și mai mult. Dar potențialul poate fi atins doar prin utilizarea unor tehnologii mai avansate, inclusiv prin utilizarea metodelor terțiare de recuperare a petrolului, pentru aceasta este nevoie de un stimulent economic. Dinamica prezentată, potrivit experților, poate fi însă menținută în cazul implicării active în dezvoltarea rezervelor de petrol greu recuperabile, întrucât ponderea producției la noi zăcăminte din Siberia de Est este nesemnificativă (21%), iar producția. la câmpurile din Siberia de Vest va scădea cu 3-4% pe an, precum și datorită creșterii creșterii rezervelor.
Creșterea rezervelor de petrol în anul 2016 s-a ridicat la 575 milioane tone, ceea ce este cu 21,2% mai mic decât în 2015 (730 milioane tone) și a depășit nivelul actual al producției de petrol din țară cu 41 milioane tone, sau 7,7% (Fig. 4. ).
Figura 4 - Creșterea rezervelor de petrol în Rusia
În ultimii 25 de ani, creșterea rezervelor de petrol a avut o dinamică instabilă. În perioada 1991-2004, sa înregistrat în principal o scădere a volumului de creștere a rezervelor de petrol, iar din 2005 a început o creștere constantă.
În același timp, nivelul de creștere a rezervelor de petrol, care ar asigura o reproducere extinsă a bazei de resurse, i.e. a depășit producția actuală, a fost atinsă abia în 2008. Înainte de aceasta, pe parcursul a 14 ani, a avut loc așa-numita „mâncare” a rezervelor, adică volumul explorat și pregătit pentru exploatarea comercială a rezervelor de petrol nu a compensat. pentru nivelul retragerii lor curente din subsol.
În ultimii ani, natura reproducerii bazei de materie primă a petrolului s-a schimbat. În provinciile mature de petrol și gaze, câmpurile și structurile nou descoperite sunt reprezentate de mici și mai mici rezerve de petrol, care în ultimele decenii au asigurat principala creștere a rezervelor din Rusia. Structura rezervelor de petrol și gaze explorate continuă să se deterioreze.
Există o dezvoltare avansată a părților cele mai profitabile ale depozitelor și depozitelor. Rezervele nou dezvoltate sunt concentrate în principal în depozite medii și mici și sunt în mare parte greu de recuperat.
În general, volumul rezervelor greu de recuperat reprezintă mai mult de jumătate din rezervele dovedite ale țării. Starea actuală a bazei de resurse minerale a materiilor prime de hidrocarburi este caracterizată de rate relativ scăzute de reproducere a hidrocarburilor lichide. La 1 ianuarie 2017, rezervele potenţiale recuperabile ale acestui mineral în Federaţia Rusă se ridicau la 18.340,1 milioane de tone.
Un exemplu de analiză cuprinzătoare a proprietăților uleiului greu de recuperat poate fi studiul modelelor de modificări spațiale și cantitative ale proprietăților uleiului vâscos. Studiile proprietăților presiunii înalte au fost efectuate pentru teritoriul cu petrol al lumii. Din figură, care arată rezultatele geozonării zonei de petrol și gaze, se poate observa că bazinele de petrol și gaze vâscoase sunt omniprezente în bazinele de petrol și gaze care conțin VN, care este mai mult de 1/5 din numărul total de bazine din lumea. Majoritatea piscinelor cu HV sunt situate pe teritoriul Eurasiei.
Analiza informațiilor din baza de date a arătat că majoritatea resurselor de petrol vâscos sunt concentrate între trei continente - America de Nord, America de Sud și Eurasia. Astfel, principalele rezerve de HV (mai mult de 82%) sunt situate în bazinele canadiane de vest (Canada) și Orinoco (Venezuela). Rusia are resurse mari de petrol vâscos, unde ponderea lor totală este mai mult de 11% din resursele lumii. Pentru aceste teritorii, sunt stabilite modele spațiale suplimentare de distribuție.
Figura - 5. Amplasarea bazinelor de petrol și gaze cu petrol vâscos pe teritoriul continentelor, indicând ponderea resurselor acestora din lume
Aici, valoarea medie aritmetică este utilizată ca valoare a vâscozității medii a grupului, iar valoarea medie este utilizată pentru bazinele purtătoare de petrol și gaze cu mai puțin de zece eșantioane HV. Supervâscos este petrolul din Vestul Canadei (câmpul Athabasca), Santa Maria, Los Angeles, bazinele Marelui Vale din America de Nord, zăcămintele de petrol și gaze Maracaib și Orinok din America de Sud, Timan-Pechora din Eurasia și bazinele Golful Guineei și Sahara-Libia în Africa. Pe teritoriul Eurasiei, cel mai vâscos este uleiul din bazinele Timan-Pechora și Caspic.
După cum puteți vedea, VL-ul continentelor diferă ca densitate; în Eurasia, uleiul vâscos aparține subclasei „ulei cu densitate crescută”, în America de Sud - subclasei „supergrele”, iar în America de Nord - „bituminos” . În ceea ce privește vâscozitatea, uleiul vâscos eurasiatic este foarte vâscos, în timp ce în America este supravâscos. În ceea ce privește conținutul de sulf, HP este în medie sulfuros (1–3%) în Eurasia și America de Sud, asfaltenă (3–10%) în Eurasia și asfaltenă mare (> 10%) în America, foarte rășinoasă (> 10%) . Se arată că pe teritoriul Eurasiei uleiul vâscos se găsește în rezervoare cu temperatură și presiune de rezervor mai mari ca valoare medie decât în America.
În același timp, uleiul vâscos din Eurasia se caracterizează prin apariția sa mai profundă - cea mai mare parte a VN are loc la adâncimi de până la 2000 m, cea mai mare parte a uleiului vâscos din America de Sud apare doar până la 500 m, în America de Nord apariția adâncimea este și mai mică - până la 400 m. Se arată că caracteristicile fizice și chimice ale HP variază în funcție de locația geografică – HP din Eurasia este mai puțin grea și vâscoasă, cu un conținut mai scăzut de sulf, rășini și asfaltene în ulei. Astfel, s-a constatat că pentru teritoriile petroliere ale continentelor se confirmă regularitatea dezvăluită anterior - cu cât adâncimea de apariție este mai mică, cu atât densitatea și vâscozitatea în HP sunt mai mici, concentrațiile de sulf, rășini și asfaltene scad. O dependență similară a modificării proprietăților HP a fost evidențiată la modificarea valorilor temperaturilor și presiunilor din rezervor - cu cât temperatura și presiunea din rezervor sunt mai mari, cu atât densitatea, vâscozitatea, conținutul de sulf, gudron și asfalten sunt mai mici. în HP.
Astfel, necesitatea de a găsi noi modalități de căutare, explorare și dezvoltare a zăcămintelor de hidrocarburi în legătură cu creșterea consumului de petrol și creșterea rezervelor de petrol greu de recuperat determină relevanța studierii proprietăților fizice și chimice și compoziției petrolului. . Pentru realizarea acestor studii s-a dezvoltat și este în curs de dezvoltare o bază de date privind chimia petrolului, cu ajutorul căreia, de câțiva ani, s-a realizat o analiză cuprinzătoare a proprietăților petrolului greu de recuperat în funcție de localizarea lor geografică. , adâncimea și vârsta rocilor. Cu ajutorul unei analize complexe a uleiului vâscos, au fost dezvăluite modelele spațiale ale distribuției sale. Astfel, numărul bazinelor purtătoare de petrol și gaze cu petrol vâscos pe teritoriul lor este semnificativ și se ridică la aproximativ 1/5 din numărul total de bazine din baza de date. Aceste bazine sunt situate în zonele petroliere și gaziere din Eurasia, Africa și America, dar ele constituie majoritatea în Eurasia. Peste 82% din rezervele de petrol vâscos sunt concentrate în teritoriile Americii de Nord și de Sud. Se arată că pentru teritoriile purtătoare de petrol de diferite scări (continent - bazin petrol și gaze din țară) se confirmă regularitățile relevate - cu cât adâncimea de apariție este mai mică și cu cât temperatura și presiunea din rezervor sunt mai mari, cu atât densitatea este mai mică. și vâscozitatea în HP, concentrațiile de sulf, rășini și asfaltene scad. Folosind exemplul schimbării proprietăților HP rusești, se arată o relație inversă pentru concentrația de parafine în HP - cu cât depozitul este mai mic și cu atât temperatura și presiunea din rezervor sunt mai mari, cu atât crește conținutul de parafină mai mare, după cum se vede pentru uleiul din Siberia de Vest. Modelele dezvăluite ale schimbărilor spațiale ale proprietăților fizice și chimice ale petrolului vâscos pot fi utilizate pentru a îmbunătăți predicțiile asupra proprietăților fizice și chimice ale petrolului din câmpuri nou descoperite în noi teritorii, pentru a îmbunătăți metodele geochimice de căutare a zăcămintelor și pentru a rezolva alte problemele geologiei petrolului, în special, în stabilirea schemelor și condițiilor optime de transport al petrolului.
1.3 Baza de resurse a rezervelor de petrol greu de recuperat ale PJSC Gazprom
Rezervele greu de recuperat (HRT) joacă un rol din ce în ce mai mare în activitatea companiilor de petrol și gaze. În cazul general, se referă la rezervele de rezervoare tradiționale, care au eficiență economică scăzută atunci când sunt dezvoltate cu nivelul de tehnologie existent, dezvoltare și accesibilitate a teritoriilor dezvoltate. STC a elaborat propria sa clasificare a DRU, ținând cont de factorii geologici și tehnologici care complică producția.
Conform acestei clasificări, aproximativ jumătate din rezervele actuale ale Gazprom Neft sunt greu de recuperat.
Pentru a crește și a menține un nivel ridicat de producție, HRR trebuie să fie implicat în dezvoltare. Una dintre sarcinile cheie ale STC este căutarea și evaluarea noilor tehnologii pentru dezvoltarea acestei categorii de rezerve. STC a dezvoltat o metodologie și un software care face posibilă efectuarea de calcule în masă pentru evaluarea economică a implicării resurselor dure și naturale în minerit, inclusiv evaluarea efectului utilizării noilor tehnologii, ținând cont de regimul fiscal. .
Din 2011, compania s-a implicat suplimentar în dezvoltarea a circa 160 de milioane de tone de DRU, iar până în 2020 este planificată să dubleze această cifră. Pentru a lucra eficient cu HRD, Gazprom Neft folosește tehnologii inovatoare atunci când forează sonde orizontale și multilaterale, precum și utilizează fracturarea hidraulică în mai multe etape (denumită în continuare MSHF).
În plus, Gazprom Neft ține anual o conferință științifică și tehnică a industriei despre lucrul cu rezerve greu de recuperat.
Pe baza rezultatelor unei expertize de stat efectuate de Agenția Federală pentru Utilizarea Subsolului, rezervele recuperabile ale zăcământului Alexander Zhagrin Gazprom Neft din districtul autonom Khanty-Mansiysk au fost majorate la 31 de milioane de tone echivalent petrol. Astfel, comisia a confirmat prognoza geologică făcută de experți pentru zona petrolieră a sitului, clarificând calculul preliminar efectuat anterior. Conform clasificării actuale a câmpurilor petroliere, câmpul Alexander Zhagrin este clasificat ca unul mare.
Câmpul a fost descoperit la sfârșitul anului 2017 într-o zonă de licență promițătoare din districtul Kondinsky din districtul autonom Khanty-Mansiysk - Yugra.
Explorarea geologică în zona de licență din districtul Kondinsky din districtul autonom Khanty-Mansiysk - Yugra este efectuată de Gazpromneft-Khantos, o filială a Gazprom Neft. În cel mai scurt timp, în condiții de autonomie deplină, s-au pregătit și efectuat sondaje seismice, s-a realizat un model geologic al lacului de acumulare și s-a forat o sondă de prospecțiune și evaluare cu o adâncime de peste 3 mii de metri. În timpul testării principalului obiect promițător, primul puț de prospecțiune și evaluare a primit un aflux de petrol fără apă cu un debit estimat de 50 de metri cubi. m pe zi.
Depozitele sub gaze reprezintă o parte semnificativă a rezervelor cu care Gazprom Neft va trebui să le facă față în viitorul foarte apropiat. Este suficient să spunem că astfel de zăcăminte există pe câmpuri atât de mari precum Vostochno-Messoyakhskoye și Novoportovskoye și devine imediat clar că succesul programului de dezvoltare tehnologică adoptat în 2016 pentru a dezvolta zăcăminte sub gaze va avea un impact direct asupra performanței companiei. .
Depozitele sub-gaz sau jantele de petrol sunt un tip special de rezerve în care un „cap” de gaz este situat deasupra stratului de petrol, de obicei de un volum semnificativ. Piesele de petrol și gaze din astfel de câmpuri sunt conectate, ceea ce provoacă diverse dificultăți în dezvoltarea lor.
Deci, de exemplu, producția de gaze fără a lua în considerare impactul său asupra părții petroliere duce adesea la pierderea unei părți semnificative din rezerve. Iar o descoperire a gazului într-un puț de petrol poate face imposibilă producția ulterioară de petrol. Pe lângă portul Novy și Messoyakha, există zăcăminte sub gaze la zăcămintele Urmanskoye, Archinskoye, Novogodneye ale Gazprom Neft, la secțiunea Vostochny a zăcământului de condensat de petrol și gaze Orenburg, Kuyumbe și Chon, precum și la unele active care sunt dezvoltate în comun cu Novatek (zăcaminte Yaro-Yakhinskoye, Samburgskoye). În plus, jantele petroliere sunt prezente în multe dintre câmpurile Gazprom (Zapolyarnoye, Urengoyskoye, Orenburgskoye, En-Yakhinskoye, Chayandinskoye, Pestsovoye), iar compania-mamă angajează Gazprom Neft să lucreze pe partea petrolului.
Rezervele, cum ar fi zăcămintele sub gaze pot reface baza de resurse a companiilor de petrol și gaze în timpul dezvoltării zăcămintelor de gaze „umede” cu un conținut ridicat de condensat de gaz: în timpul producției, faza lichidă poate începe să se separe, formând o bordură de petrol.
La rândul său, în câmpurile de petrol ușoare cu un conținut ridicat de gaz dizolvat în el, atunci când presiunea se schimbă în timpul procesului de producție, se poate forma un capac de gaz tehnogen, așa cum sa întâmplat în special la câmpul Novogodnoye.
Rezervele totale recuperabile de petrol și condens din zăcămintele sub gaze ale Gazprom Neft depășesc 500 de milioane de tone. Dintre acestea, doar aproximativ 300 de milioane de tone pot fi extrase folosind tehnologii tradiționale. Compania speră să extragă peste 200 de milioane de tone de petrol datorită implementării unui nou program tehnologic dezvoltat de angajații Centrului de Știință și Tehnologie Gazprom Neft.
Până de curând, zăcămintele sub gaze nu erau la mare căutare în rândul petroliștilor ruși.
Motivul pentru aceasta constă în diferitele caracteristici ale unor astfel de rezerve, care complică dezvoltarea și determină statutul lor de greu de recuperat. Este suficient să spunem, de exemplu, că, spre deosebire de câmpurile petroliere tradiționale din zăcămintele sub-gaze, petrolul, de regulă, este afectat simultan de doi agenți de deplasare: de jos - apă și de sus - gaz. Acest lucru complică prognoza privind recuperarea petrolului și proiectarea sondei, deoarece trebuie luați în considerare mai mulți parametri.
Cu toate acestea, principala problemă în dezvoltarea zăcămintelor sub gaze, care are un impact extrem de negativ asupra profitabilității acestora, o reprezintă descoperirile de gaze la sondă. Pentru a le evita sau a întârzia cât mai mult posibil, retragerea în puțuri trebuie menținută la un nivel relativ scăzut. Ca rezultat, acest lucru face posibilă creșterea factorului de recuperare a petrolului (ORF), dar afectează negativ rata de producție, care depinde direct de valoarea de tragere.
Producția în acest caz poate fi neprofitabilă. „Dezvoltarea majorității jantelor petroliere ale Gazprom Neft nu poate fi realizată prin metode tradiționale, prevenind în același timp exploziile de gaz și menținând o economie pozitivă”, a spus șeful departamentului pentru sprijinul științific și metodologic al geologiei și dezvoltarea de noi active. „Soluția problemei poate fi o creștere a factorului de baleiaj.”
Prin urmare, sondele din astfel de domenii devin din ce în ce mai lungi și mai multilaterale. Acest lucru vă permite să creșteți zona de aflux, în același timp să reduceți consumul și să mențineți volume de producție acceptabile.
O altă tehnologie promițătoare ajută la rezolvarea neplăcutelor GOR - dispozitive de control al fluxului, constând din supape controlate de la distanță și sisteme de măsurare în fundul puțului. Acestea vă permit să limitați fluxul de petrol în puț și, prin urmare, să preveniți pătrunderea gazului, iar dacă apare o străpungere, fac posibilă tăierea zonelor cu probleme ale sondei.
De asemenea, este posibil să aducem în plus proiectul de dezvoltare a zăcămintelor sub gaz prin optimizarea costurilor de foraj și infrastructură. Acest lucru face posibilă reducerea perioadei de rambursare și obținerea de profit într-un timp mai scurt, în timp ce gazul și apa nu au ajuns încă în puțuri. Atunci când se dezvoltă zăcăminte care au atât o parte de petrol, cât și o parte de gaze, este important să se prioritizeze corect dacă va fi mai eficient să se producă petrol sau gaze, sau poate ar trebui să fie produse în același timp.
Parametrii cheie aici sunt așa-numitul factor M (raportul dintre volumele de piese de gaz și ulei) și grosimea jantei de ulei. Dacă factorul M este mare, adică există mai mult gaz în câmp decât petrol, iar grosimea stratului de petrol nu este mare (mai puțin de 9 metri), de regulă, ar trebui să optați pentru producția de gaz.
În cazul unei jante de ulei mai puternice, uleiul și gazul sunt produse simultan. Capacul relativ mic de gaz sugerează că avantajul ar trebui acordat petrolului. În practica mondială, la dezvoltarea jantelor de ulei, în 63% din cazuri alegerea s-a făcut în favoarea producției prioritare de ulei. Petrol și gaze au fost produse simultan în 24% din zăcăminte, iar doar gaze au fost produse în doar 13% din cazuri.
Spre deosebire de companiile petroliere autohtone, liderii mondiali din industrie extrag petrol din zăcăminte sub gaz de zeci de ani. În acest timp, s-a acumulat o experiență semnificativă în tratarea descoperirilor de gaze: pentru aceasta sunt utilizate puțuri orizontale și multilaterale, sisteme de control activ și pasiv al fluxului de-a lungul sondei, injectarea diferitelor compoziții chimice în rezervor.
De exemplu, în câmpul Oseberg din Marea Nordului, Statoil a construit puțuri orizontale cu lungimea de până la 2,5 km și a folosit și sisteme inteligente de completare cu control al fluxului. La câmpul Shaybah din Arabia Saudită, oase de pește au fost forate cu până la 10 puțuri cu o lungime totală de până la 12 km. Sistemele de control al fluxului au fost folosite în câmpul Troll din Marea Nordului. Diverse opțiuni de întreținere a presiunii din rezervor cu injecție de apă și gaz au fost testate de Petronas la câmpul Samarang din Malaezia. Pe o serie de câmpuri, inclusiv în Rusia, a fost folosită inundarea cu barieră.
În câmpurile din SUA (Northeast Hallsville și Byron), injecția de polimeri pe jantele uleiului a oferit o creștere a factorului de recuperare a uleiului de până la 13%. Utilizarea compușilor de spumă la câmpul Snorre a redus RGE cu 50% timp de până la 6 luni. În ceea ce privește Gazprom Neft, până acum compania a obținut cel mai mare succes în stăpânirea tehnologiilor de foraj care ajută la obținerea unui debit de petrol viabil din punct de vedere economic.
Vorbim despre construcția de fântâni lungi orizontale și multilaterale. Astfel, o sondă cu o sondă orizontală de doi kilometri, precum și puțuri cu foraj dublu, a fost deja forată la câmpul Novoportovskoye. La câmpul Vostochno-Messoyakhskoye, compania stăpânește construcția de oase de pește cu numeroase ramuri. Patru astfel de sonde multilaterale au fost deja forate. Lungimea totală medie a puțurilor lor orizontale cu „excrescențe” este de aproximativ 2500 de metri.
Printre principalele provocări în dezvoltarea zăcămintelor sub gaze la activele Gazprom Neft, programul de dezvoltare tehnologică adoptat evidențiază necesitatea creșterii experienței în crearea de modele integrate de teren, precum și în utilizarea diferitelor sisteme de menținere a presiunii rezervorului, pentru a îmbunătăți Modele de prognoză GOR utilizate, pentru îmbunătățirea echipamentelor pentru cercetarea geofizică în condițiile afluxului de gaz în puț.
O sarcină importantă în cadrul programului va fi selectarea celor mai potrivite proiecte de finalizare a puțurilor în funcție de condițiile miniere și geologice, precum și metodele de testare pentru recuperarea îmbunătățită a petrolului (denumită în continuare EOR), care poate proteja împotriva gazelor. descoperiri (injectarea diverselor geluri, compoziții polimerice, spume etc. .).
Intrucat, cu un continut mare de gaz in petrol, utilizarea pompelor centrifuge electrice cu separatoare de gaz pentru ridicarea acestuia devine ineficienta, va fi necesara fie imbunatatirea acestor unitati, fie abandonarea lor in favoarea metodei de ridicare cu gaz.
18.10.2017
Sursă: Revista „PROneft”
În acest articol, conceptul de dezvoltare a rezervelor greu de recuperat de jante de petrol conform este luat în considerare folosind exemplul zăcământului Vostochno-Messoyakhskoye, care astăzi este cel mai nordic zăcământ de petrol de pe uscat din Rusia. Pe lângă ținta principală de dezvoltare a formațiunii PK1-3, care conține rezerve semnificative de petrol și gaze, potențialul de petrol și gaze a fost stabilit în câmp 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 formațiunilor și implementarea conceptului de dezvoltare necesită diverse soluții tehnologice.
Probleme
Un exemplu de capcane promițătoare în teren sunt obiectele Blocului 4 ( orez. unu), limitată la zona de coborâre locală a structurii cauzată de o serie de falii tectonice mari care au format grabenul. Este în regiunea grabenului ( vezi fig. unu) există 25 de zăcăminte cu mici zăcăminte de motorină și o margine subțire de petrol, limitate în principal la blocuri separate (în total 40 de zăcăminte, dintre care 22 de petrol, 12 de motorină și 6 de gaz).
Orez. 1. Modelul structural al câmpului Vostochno-Messoyakhskoye ( A), Blocul 4 cu blocuri izolate ( b) și rezervoarele blocului 4 ( în)
Sarcinile de dezvoltare a obiectelor de bază ale zăcămintelor multistrat includ atât asigurarea eficienței economice a recuperării rezervelor, cât și testarea tehnologiilor de extracție a acestora. Pentru a introduce obiectele Blocului 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 obiectelor de dezvoltare ale Blocului 4:
HDM - model hidrodinamic; RPM - menținerea presiunii din rezervor; HW - puțuri orizontale; MZGS - puțuri orizontale multilaterale; WEM - operare simultan-separată; OPR - lucru pilot
La crearea unui concept pentru dezvoltarea unui câmp petrolier, după determinarea dimensiunii și a parametrilor geologici și fizici de bază ai rezervoarelor, este necesar să se rezolve problema ierarhizării obiectelor de dezvoltare selectate și o evaluare preliminară a productivității așteptate a puțurilor și rentabilitatea dezvoltării acestor obiecte. În cadrul evaluării priorității obiectelor de dezvoltare au fost luate în considerare zăcămintele cu rezerve de petrol de categoria C1, în timp ce obiectele de calcul au fost zăcămintele fiecărui rezervor.
Prioritatea obiectelor de dezvoltare a fost determinată prin metoda suprapunerii bazată pe trei metode (coeficient analitic, tehnic și economic analitic, calcul numeric prin streamlines).
Prioritizarea obiectelor
Metoda coeficientului analitic
1. Calculul coeficientului ratei de selecție prin formula
Unde k– permeabilitatea determinată din datele de înregistrare a sondei; ∆ R– căderea de presiune între puțurile de producție și de injecție; μ este vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor.
2. Calculul factorului de actualizare relativă după formula
Unde Kс.о.max este coeficientul maxim al ratei de selecție.
3. Identificarea obiectelor după valoarea rezervelor de petrol mobil actualizate, determinată din expresie
Unde Q n - rezerve mobile de petrol
Metoda tehnico-economică
1. Găsirea debitelor inițiale de ulei pentru inundarea în linie dreaptă folosind formula Masket
Unde L– lungimea elementului de sistem de dezvoltare; W- spatie intre randuri; h n - grosimea rezervorului saturat cu ulei; r w este raza sondei.
2. Determinarea coeficienților de scădere a producției de petrol
Scădere de debit q la timp t este data de legea exponentiala: q(t)=q 0 e – Dt (D = q 0 /N pw este factorul de scădere a producției; N pw este producția cumulată din sondă). Prin urmare N pw este egal cu stocul mobil care îi este atribuit
3. Calculul valorii actuale nete per sondă pentru fiecare obiect de dezvoltare conform formulei
unde FCF w ( t) - cash flow net, în cea mai simplă formă FCF w(t)= q 0 e –Dt p n.b. ;
pnb– prețul net-back al petrolului minus MET; r– factor de reducere normal (continuu); w– investiții de capital specifice în foraj și construcție de instalații locale; θ - Cota impozitului pe venit.
4. Selectarea obiectelor după valoarea VAN (7)
Unde Np– rezervele mobile ale obiectului de dezvoltare.
Calculul liniilor de fluidizare
1. Setarea parametrilor rezervorului și a sistemului de dezvoltare. Pentru calcule a fost folosit programul GP, care implementează metoda streamline pentru a determina dinamica producției.
2. Calculul dinamicii producției de ulei, lichid, injecție de apă
3. Calculul VAN.
4. Selectarea obiectelor după valoarea VAN.
După calcule prin 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. Fig. 3. Histograma priorității obiectelor de dezvoltare, construită pe baza calculelor folosind trei metode diferite
La valori scăzute ale indicelui de rentabilitate PI pentru obiecte, s-a calculat suplimentar și posibilitatea îmbinării straturilor prin modificarea investițiilor de capital în forarea întregii sonde (care implică rezerve de petrol prin forarea HW și MHW). Selecția obiectelor prin suprapunerea 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 WEM, toate obiectele luate în considerare, cu excepția BU6 3, sunt profitabile. PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, BU12 2.
Pentru a optimiza costul dezvoltării instalațiilor, a fost luată în considerare posibilitatea combinării rezervoarelor într-o singură unitate de producție. Straturile PK20 și PK21 corespund criteriilor pentru o astfel de combinație. Se recomandă: formarea unui sistem selectiv de dezvoltare prin puțuri direcționale sau MZGS; dezvoltarea straturilor PK20-21 ca un singur obiect; strat PK22 - stoc de puț returnabil sau independent. Pe baza faptului că proprietățile de porozitate și permeabilitate (RP) ale rezervoarelor luate în considerare au o împrăștiere destul de mare, precum și un grad destul de ridicat de incertitudine, înainte de a construi modele hidrodinamice la scară reală, s-au obținut matrice de modele sectoriale luând în considerare ia în considerare intervalele de modificări ale caracteristicilor geologice și fizice ale rezervoarelor. Au fost create patru matrice de modele sectoriale. Parametri precum adâncimea, porozitatea, saturația uleiului, raportul net-brut, presiunea inițială a rezervorului, vâscozitatea uleiului au fost luați ca medie ponderată pentru grupul de rezervoare luat în considerare. Modelele de sector au diferit prin grosimea saturată de petrol hn, raportul dintre grosimea saturată de petrol și grosimea saturată de gaz hg sau grosimea saturată de apă hw, parametrul k∆p/µ, precum și distanța dintre puțuri cu unicul adoptat. -sistem de dezvoltare a rândurilor. Înainte de a calcula toate variațiile modelelor, 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 de sector, s-au construit matricele de stabilitate ale soluției tehnico-economice pentru diverse caracteristici geologice și fizice ale obiectelor ( orez. 5).
Orez. 5. Matricea de stabilitate a unei soluții tehnico-economice pentru diferite 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 completă bazat pe stabilitatea rentabilității dezvoltării obiectului. Rezultatele evaluării profitabilității în calculele analitice și modelarea sectorială sunt prezentate în fila. unu, unde sunt evidențiate principalele obiecte de dezvoltare, pentru care s-a planificat construirea GCM la scară largă în viitor.
| Un obiect | bloc fântâni |
Categorie rezerve ulei |
Rentabilitatea conform rezultatelor |
Nevoie clădire 3D GDM |
Notă | |
| analitic calcule |
sectoriale modelare |
|||||
| PC 20 | 50, 132 | C1 + C2 |
✔ |
= |
✔ |
Luarea în considerare a funcționării în comun a instalațiilor |
| PC 21 | 50, 132 | C1 + C2 | ✔ | ✔ | ✔ | Mic h eff.n |
| MX 1 | 50, 132 | De la 1 | = | ✘ | ✘ | Mic h eff.n |
| MX 4 | 50, 132 | C1 + C2 | = | ✘ | ✘ | |
| MX 4 | 33 | C1 + C2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| MX 8-9 | 50, 132 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| MX 8-9 | 33 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 (1+2) | 50, 132 | C1 + C2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 (1+2) | 33 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 3 | 50, 132 | C1 + C2 | ✘ | ✘ | ✘ | |
| BU 7 | 33 | C1 + C2 | = | ✔ | ✔ | |
| BU 8 | 33 | C1 + C2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 9 | 41 | De la 1 | = | ✘ | ✘ | Mic h eff.n |
| BU 10 1 | 33 | C1 + C2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 10 2 | 33 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 10 2 | 41 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✘ | Sistem selectiv de dezvoltare |
| BU 12 2 | 50, 132 | C1 + C2 | = | ✔ | ✘ | Mic h eff.n |
| BU 13 1 | 38 | De la 1 | ✔ | ✔ | ✔ | |
Note. 1. h ef.n - grosimea efectivă saturată de ulei.
2. = - riscuri mari în dezvoltarea obiectului.
Prezența hărților de grosimi saturate de petrol, hărți de permeabilitate și raportul de grosime (saturat de gaz / saturat de petrol) vă permite să obțineți o hartă a zonelor profitabile pentru toate rezervoarele considerate și să o aplicați 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 privind 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 realizate simulări hidrodinamice 3D pentru 10 straturi. Pe baza calculelor efectuate pe modele hidrodinamice la scară reală și pe indicatorii tehnico-economici de dezvoltare s-au format opțiuni de bază pentru dezvoltarea instalațiilor cu posibilitatea de utilizare a tehnologiei MZGS și WEM. Apoi, s-a realizat optimizarea sistemelor de dezvoltare a obiectelor, 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 proprietățile lacului);
Rezultatele analizei profilului fluxurilor de petrol/gaz/apă în puț, obținute pe GDM la scară maximă;
Prezența unei punți de lut între gaz și petrol (contact).
Un exemplu de optimizare a sistemului de dezvoltare prin opțiuni pentru obiectul BU6 1+2 în zona puțului de explorare. 33 prezentat la data orez. 6.
Orez. 6. Amplasarea puțurilor după opțiuni de dezvoltare:
A– dezvoltarea obiectelor printr-un sistem obișnuit de dezvoltare;
b– sistem de dezvoltare adaptativă, ținând cont de amplasarea puțurilor în zone profitabile;
în– sistem de dezvoltare selectivă, ținând cont de amplasarea puțurilor în zone rentabile fără menținerea presiunii din rezervor
După delimitarea zonelor profitabile, cazul de bază a fost ajustat astfel încât puțurile să nu fie amplasate în zonele neprofitabile ale zăcământului.
Indicatorii economici au fost calculați prin date de intrare specifice (reducere de 15%) și sunt prezentați ca VAN pozitiv sau negativ.
Ținând cont de definirea indicatorilor de dezvoltare tehnică și economică pentru acest obiect, se recomandă amplasarea selectivă a puțurilor fără menținerea presiunii din rezervor, deoarece într-un astfel de scenariu este îndeplinită condiția pentru valoarea maximă a VAN.
În mod similar, pentru toate obiectele, a fost luată în considerare optimizarea sistemelor de dezvoltare, ținând cont de prezența zonelor profitabile. La proiectarea dezvoltării câmpurilor multistrat cu sisteme de sonde multilaterale, este important să se evalueze posibilitatea implementării tehnice a acestei tehnologii. În acest sens, trebuie abordate următoarele întrebări:
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 de implementare tehnică;
Proiectarea puțurilor multilaterale din pernițele de puțuri din Faza 1 (instalația PK1-3);
Modelarea profilelor de sondă și calculul implementării tehnice;
Selectarea și contabilizarea nivelului de finalizare a unei sonde multilaterale pentru profilul său;
Selectarea grupurilor de puțuri prioritare pentru munca pilot;
Estimarea costului puțurilor pentru diferite opțiuni de dezvoltare și scheme de bucșe.
Lucrările pregătitoare înainte de simulare 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 bucșei preliminare a blocului 4 al obiectelor MX și BU.
Apoi, pentru a determina posibilitatea forării puțurilor orizontale de diferite lungimi, s-au luat parametri medii de-a lungul profilului sondei obținute în timpul bucșei. Prin modelarea forajului puțurilor cu lungimi diferite ale secțiunii orizontale au fost identificate limitări pentru implementarea tehnică a forajului, posibilitatea transferului sarcinii pe burghiu. Clasificarea tehnologiilor de foraj de sondă în funcție de lungimea secțiunii orizontale a sondei este dată în fila. 2. Include țevi de foraj de oțel, clasa de țevi, BHA, tip fluid.
| Plast | In medie lungimea de trunchi, m |
In medie adâncimea de verticală, m |
Număr fântâni pentru calcule |
Clasificator de tehnologie de foraj în funcție de lungimea HW, m |
||
| 1200 | 1500 | 2000 | ||||
| BU 6 1+2 | 4053 | 2114 | 106 | G; P; VDM / RUS; CBR |
G; P; VDM / RUS; CBR |
S; P; RUS; CBR |
| BU 7 | 4251 | 2171 | 26 | G; P; VDM / RUS; CBR |
S; P; RUS; CBR |
pliere 89 de unelte |
| BU 8 | 3859 | 2220 | 7 | G; P; VDM / RUS; CBR |
G; P; VDM / RUS; CBR |
S; P; RUS; CBR |
| BU 10 1 | 4051 | 2269 | 1 | G; P; VDM / RUS; CBR |
S; P; RUS; CBR |
pliere 89 de unelte |
Notă. G/S – țevi de foraj de calitate din oțel; P - clasa conductelor; PDM/RUS – motor șurub de fund/sistem de control rotativ; OBM – noroi de foraj pe bază de petrol.
Prima etapă de lucru este crearea unui model pentru bucșă și obținerea coordonatelor inițiale ale țintelor puțului. Modelul de bucșă a fost elaborat în timpul proiectării dezvoltării fazei 1 a unității PK1-3 - o formațiune de deasupra la o adâncime mică, 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 platformelor de sondă Faza 1. Lucrări ulterioare au fost efectuate ținând cont de conectarea noilor sonde ale proiectului cu platformele de sondă din Faza 1.
Țintele pentru puțurile de proiect din Blocul 4 au fost definite pentru fiecare sondă pentru fiecare țintă, împreună cu propuneri de combinare a țintelor pentru diferite ținte într-o singură sondă. Modelarea schemei de bucșe a fost realizată într-un PC specializat DSD WellPlanning.
În legătură cu necesitatea legării puțurilor din proiect de pernuțele de sondă ale instalației PK1-3, au fost efectuate lucrări de profilare a puțurilor. Mai întâi, a fost modelat sonda principală, apoi a doua sondă a fost legată de sonda principală, adică. combinând ținte într-un singur puț.
Întrucât există variabilitate în legarea sondei de sondă principală de pernutele sondei de faza 1, lucrarea a fost efectuată într-o manieră iterativă pentru a asigura posibilitatea implementării tehnice și a minimiza forajul prin sondă.
În plus, pe baza cerințelor geologice, au fost identificate platforme de sondă prioritare ale etapei pilot, inclusiv puțuri de proiect cu rezerve maxime recuperabile și traiectorii puțurilor simple.
Datorită abordării descrise în articol a selecției grupurilor de sisteme de dezvoltare integrate-structurate, a fost posibilă implicarea în dezvoltarea profitabilă a aproximativ 80% din rezervele din straturile subiacente, care au fost estimate anterior ca obiecte independente neprofitabile.
Ca urmare, acest set de lucrări a fost realizat în trei variante de dezvoltare (realistă, optimistă și pesimistă), fiecare dintre acestea fiind subdivizată 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 inferioare și ale punctelor de intrare în formație pentru fiecare țintă, excluzând intersecția acestora în timpul forării;
Parametrii de profil pentru fiecare sondă cu o descriere a principalelor caracteristici pentru evaluarea proiectării și costului fiecărei sonde;
Rezultatele inclinometriei pentru fiecare secțiune a puțului;
Procedura 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, profilele de producție, pentru a fundamenta prioritățile pilot și pentru evaluarea economică a opțiunilor de dezvoltare.
Indicatorii tehnico-economici pentru opțiunile avute în vedere pentru dezvoltarea amenajărilor Blocului 4 sunt dați în fila. 3.
| Opțiuni | HS | MSGS (2 lifturi) |
MSGS (1 lift) |
| Numărul de puțuri care urmează să fie forate, inclusiv: | 61 | 50 | 50 |
| minerit | 42 | 34 | 34 |
| injecţie | 19 | 16 | 16 |
| Investiții de capital, arb. bate | 2055 | 1733 | 1715 |
| VAN (reducere 10%), arb. unitati | 1724 | 2082 | 2053 |
| PI | 9 | 2,3 | 2,3 |
| VAN (reducere 10%), arb. unitati |
1185 | 1524 | 1507 |
| PI | 1,6 | 2,0 | 2,0 |
Notă. Perioada de dezvoltare a proiectului - 2017–2053.
Rezultatele muncii desfășurate, ținând cont de riscurile forajului puțurilor, sunt determinarea zonelor pilot de producție în zone profitabile în timpul dezvoltării atât a HW, cât și a MHW folosind tehnologia WEM și implementarea unui program de cercetare. Conceptul prevede, de asemenea, optimizarea forării puțurilor de la platformele de puț proiectate ale principalei unități de suprafață 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 a reconstrui la scară largă geologică și modele hidrodinamice. În plus, rezultatele metodelor 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.
1. Datorită abordării descrise în articol a selecției grupurilor de sisteme de dezvoltare integrat-structurate, a fost posibilă implicarea în dezvoltarea profitabilă a circa 80% din rezervele din straturile subiacente, care au fost estimate anterior ca obiecte independente neprofitabile.
2. În cadrul conceptului de dezvoltare a lacului de acumulare al Blocului 4, au fost ierarhizate lacurile de acumulare, au fost identificate ținte prioritare de dezvoltare, precum și ținte de incluziune.
3. Pentru zonele de zăcăminte de petrol pur din formațiunile Blocului 4, se propune în stadiu pilot testarea tehnologiilor utilizând HS, MZGS, WEM și fracturare hidraulică în mai multe etape, pentru zonele zăcămintelor apă-gaz-motorin - tehnologii care utilizează HS, MZGS și WEM.
1. Schema tehnologică pentru dezvoltarea zăcământului de petrol și gaze condensate Vostochno-Messoyakhskoye: un raport privind cercetarea și dezvoltarea în 3 tone / CJSC Messoyakhaneftegaz, LLC Gazpromneft-Razvitie, LLC Centrul științific și tehnic Gazpromneft. - Tyumen: 2014.
2. Karsakov V.A. Determinarea numărului optim de perne de puț în proiectarea dezvoltării câmpului//SPE 171299-RU. – 2014.
