Olje je eden glavnih virov, ki so potrebni za osebo. Za mnoge tisočletja človeštvo uporablja olje na različnih področjih dejavnosti. In kljub dejstvu, da znanstveniki neutrudno delajo na razvoju novih energetskih tehnologij, je nafta še vedno nepogrešljiv izdelek na področju energije, najprej. Vendar pa so rezerve tega "črnega zlata" izumrle dovolj hitro. Skoraj vsa velikanska polja so že dolgo najdene in razvite, praktično ni ostalo. Treba je omeniti, da od začetka sedanjega stoletja, ne eno veliko naftno polje še ni bilo najdeno kot Samotlor, Al-Gavar ali Prudo-Bay. To dejstvo je dokaz, da je človeštvo že porabilo največji del naftnih depozitov. V zvezi s tem je vprašanje proizvodnje nafte vsako leto postalo bolj akutno in bolj pomembno, zlasti za Rusko federacijo, ki je v smislu zmogljivosti svojega sektorja v območju rafiniranja nafte med vsemi državami na svetu na tretjem mestu mimo Kitajske in Združenih držav.
Tako se ruske oblasti prizadevajo ohraniti obseg proizvodnje nafte, s čimer se ohrani vpliv države na svetovnem trgu. Po analitičnih napovedih, v bližnji prihodnosti, bo vodstvo na področju proizvodnje nafte šel v Kanado, Brazilijo in Združene države Amerike, ki je razočaranje za Rusko federacijo. Od leta 2008 je prišlo do negativne dinamike v pridobivanju tega vira v državi. Po podatkih Ministrstva za energijo od leta 2010 je proizvodnja nafte v državi znašala 10,1 milijona barov. Vendar pa do leta 2020, če se nič ne spremeni, proizvodnja padla na 7,7 milijona barov. Položaj se lahko spremeni le s sprejetjem temeljnih ukrepov v politikah industrije za proizvodnjo nafte in rafiniranja nafte. Vendar pa ti vsi statistični podatki in kazalniki niso dokazi, da rezerva in konec nafte. To nakazuje, da je zdaj večinoma težke rezerve nafte. Po ocenah Ministrstva za energijo skupno število takih naftnih depozitov na ozemlju Rusije predstavlja sklop 5-6 milijard ton, ki je v odstotku 50-60% vseh. Tako je težko olje dobro rešitev problema, ki je sestavljen iz ohranjanja potrebnih količin proizvodnje nafte. Tako je ekstrakcija težko-odstranjevanja olja prisilni ukrep.
Rezerve za olje krivice se imenujejo depoziti nafte, za katere so značilne neugodne razmere za pridobivanje tega vira, pa tudi neželene fizikalne lastnosti. Poleg tega ta vrsta naftnih depozitov vključuje tudi tiste, ki se nahajajo v območju police, na poljih, ki se nahajajo v pozni fazi razvoja, kot tudi zelo viskozno olje. Dober primer proizvodnje visoko viskoznih olj je razvoj jamalo-nemškega področja, ki ima funkcije, ki prispevajo k zamrznjenim oljem, ne le na mrazu, temveč tudi pri pozitivni temperaturi.
Absolutno vse vloge težko-odstranjevanja olja so razdeljene na dve kategoriji:
Omeniti je treba, da je nafta, ki pripada prvi skupini v smislu njenih značilnosti kakovosti, precej primerljiva s to olje, ki se proizvaja na tradicionalen način.
Glede na težave med pridobivanjem takega olja, je treba omeniti, da bodo običajne metode razvoja takšnih vlog neučinkovite. V zvezi s tem se uporabljajo povsem različne tehnologije, ki zahtevajo ustrezne stroške. Strokovnjaki v več letih preučujejo vloge težkega nafte in razvijejo primerne in hkrati razmeroma proračun, metode za njegovo proizvodnjo.
Tako je razvoj težkih rezerv nafte s tradicionalnimi metodami, ki vodi v dejstvo, da je sprva vir iz dobro, je dobro, vendar se hitro izkaže. To je posledica dejstva, da je proizvodnja nafte v tem primeru izvedena z majhnega območja, ki se tesno v bližini perforiranega dela vodnjaka. V zvezi s tem vrtanje običajnih vertikalnih vodnjakov ne daje potrebnega rezultata. V tem primeru je treba metode uporabiti za povečanje produktivnosti. Praviloma so namenjeni povečanju stika z oblikovanjem, ki ima veliko naftno nasičenost. Takšen učinek je mogoče doseči z vrtalnimi vrtalniki z velikim horizontalnim odsekom, kot tudi uporabo metode rezervoarja oblikovanja na več mestih hkrati. Ta metoda se pogosto uporablja tudi v ekstrakciji olja iz skrilavca. Vendar pa bo za rudarstvo, na primer naravno bitumno ali manjše olje, bo ta metoda neučinkovita.
Izbira proizvodnih metod takšnih surovin temelji na takem parametru kot globina kamnin, nasičenih z oljem. Če so depoziti na relativno majhni globini, na nekaj deset metrov, se uporabi odprta metoda rudarjenja. V nasprotnem primeru, če je globina pojava dovolj velika, se težko ogrevanje najprej segreje s trajektom pod zemljo, ki vam omogoča, da naredite bolj tekočino in dvignite na površino. Proizvodnja pare, ki je skrita v vodnjak, se izvaja v posebni kotlovnici. Treba je omeniti, da se težave pojavijo s to metodo, če je globina pojava težkega olja močno velika. To je posledica dejstva, da na poti do olja, pare izgubi svojo temperaturo, s čimer se ne segreje olje, kot je potrebno, zaradi katerih se njegova viskoznost spremeni, ne kot je potrebno. Zato je metoda izpostavljenosti parni plin, ki ni na voljo v par v rezervoarju, in njegov račun je prav na želeni globini. V ta namen namestite generator pare neposredno v zakol. Posebni reagenti so dobavljeni v parni generator, ko se medsebojno delovanje odlikuje toplota, ki prispeva k oblikovanju dušika, ogljikovega dioksida in vode. Ko je ogljikov dioksid raztopljen v olju, postane tudi manj viskoznega.
Zato je treba omeniti, da je težko olje pomemben vir, katerega pridobivanje bo omogočilo podporo ekstrakcije potrebnih količin nafte. Vendar pa je treba za svojo ekstrakcijo, bistveno različne metode, ki se bistveno razlikujejo od proizvodnje nafte iz tradicionalnih depozitov, uporabiti. To pa vključuje dodatna finančna posestva. V zvezi s tem bodo končni stroški proizvedenega nafte približno 20 dolarjev na sodček, stroški 1 sodček tradicionalnega nafte pa 3-7 dolarjev. Strokovnjak še naprej dela na novih tehnologijah, ki bodo omogočile težko odstranjevanje olja z minimalnimi stroški.
Zaposleni v Znanstvenem in tehničnem centru GAZPROM Znanstveni in tehnični center Skupaj s strokovnjaki Gazpromneft-East na Archerky področju v okrožju Parabelsky, je bila prva ponovna hidravlika lomljenja izvedena z uporabo posebnih kemikalij in novih generacijskih polimerov. Nadaljnja replikacija tehnologije se lahko poveča na 50% proizvodnje nafte pri depozitih z karbonatnimi depoziti, ki predstavljajo več kot 40% nadomestljivih zalog družbe.
Med hidravličnimi lomnimi polji z karbonatnih kamnin se uporabljajo kemikalije, ki ustvarjajo razpoko v rezervoarju: olje vstopi v vodnjak v njih. Večja je dolžina razpok, večja je obseg pologa, ki ga lahko doseže.
NTC Gazprom Neft in Gazpromneft-East sta izvedla ponavljajoča se hidravlik rezervoarja z uporabo zgoščenih kislin in naprednih polimerov. S pomočjo posebnih receptov se stopnja sestave sestavka s skalo upočasni, kar omogoča reagentu, da pokrije dodatna območja rezervoarja za olje, kar ustvarja več razširjenih razpok.
Specialists "Gazprom Neft" je delal za tehnološke rešitve, primerne za pogoje Archinsky depozita. Po izvedbi eksperimentalne obdelave vodnjaka, prvi mesec delovanja pa je pokazal dvakratno povečanje obsega proizvodnje nafte.
Gazpromneft-East je naredil še en pomemben korak k učinkovitemu razvoju redkih rezervatov, stabilizacijsko proizvodnjo nafte v regiji Tomsk, razvoj industrije, "Rezultati uporabe nove tehnologije, ki jih je komentiral namestnik guvernerja Tomsk regija na industrijski politiki Igor Stratural.
"Novi izzivi, ki jih je naftna industrija pred nami, zahtevajo uporabo inovativnih pristopov. Vdolbinice vodnjakov v vodnjakih karbonata, ki se bodo letno rastejo, in prvimo v regiji Tomsk, ki se uporablja tako tehnološko rešitev kot uporabo posebnega polimera pri ponovni izvedbi CRCRP. To omogoča, da se ukvarjajo z delom nekuhanih con oblikovanja in s tem učinkoviteje proizvajajo rezerve na naša sredstva. Za nas je to še en in pomemben korak pri delu s težkimi rezervami, «je dejal Anatolij Verin, glavni geolog Gazpromneft-East.
Hidravlični rezervoar (GPP) je način intenzivnejše proizvodnje nafte. To je pod visokim pritiskom v rezervoarju, mešanico tekočine in posebnega profila sredstva (PROPPANT). V procesu oskrbe z mešanico, so oblikovani kanali za visoke prevodne (CRP), ki povezujejo vodjo dobroročnega in rezervoarja ter zagotavljajo dotok olja. Z večstopenjsko hidravlično hidravlično hidravlično hidravlično hidroelektrarno (MGRP) v eni vodoravni dobro pregrada se izvede več hidravličnih operacij. To zagotavlja večkratno povečanje območja pokritoga rezervoarja enega samega vodnjaka.
Karbonatne kamnine so plasti zložene predvsem z apnencem in Dolomiti. Posebnost karbonatnih kolektorjev je kompleksna struktura votlega prostora, v katerem se zaključijo ogljikovodiki. Trenutno je 60% rezervacij nafte na svetu osredotočeno na karbonatne vloge.
Zgoščena kislina je viskozna kemična snov, tesen tip.
Tema: Možnosti za razvoj težkih rezerv Republike in v Rusiji kot celoti
Tip: Povzetek | Velikost: 146.70k | Preneseno: 50 | Dodal 12.11.14 ob 15:04 | Ocena: 0 | Več povzetkov
Univerza: Almetyevsky Državni naftni inštitut
Leto in Mesto: Almetyevsk 2013
Uvod 3.
1. Možnosti za TIZ. Uporaba podtalje in razvoj baze virov v Republiki Tadžikistan in v Rusiji 4
2. Možnosti za razvoj naftne industrije 9
3. Znanstvena podpora novih tehnologij za razvoj naftnih polj s težkimi rezervami 13
Zaključek 22.
Seznam referenc 23
Glavna rezerva za vzdrževanje ravni proizvodnje nafte v številnih regijah Ruske federacije v sodobnih pogojih za razvoj industrije je težka zaloge nafte (TIZ). Če na začetku 60-ih. Delež težkih rezerv v splošnem ravnotežju ZSSR / Rusije je bil približno 10%, nato pa v 90. letih. Presegala je 50% in se še naprej povečuje. Oljna industrija Tatarstan 60 let po odprtju prvega industrijskega naftnega polja preživela rast, 7-letno stabilizacijo s stopnjo proizvodnje več kot 100 milijonov ton / leto, naknadni stalni padec več kot 19 let, in nato po majhnem Rast (1995) je ponovno prišla do obdobja stabilizacije proizvodnje ravni več kot 25 milijonov ton / leto. To je bilo v veliki meri posledica izvajanja številnih programov za obnovitev nafte na objektih s težkimi rezervacijami nafte. Zato je izkušnja dolgoletnih razvojnih depozitov in rezervoarjev s TIM in izboljšanjem učinkovitosti njihovega razvoja zelo dragocena.
Pomembnosti problema. V gospodarskih razmerah v Rusiji je problem izboljšanja učinkovitosti rezervacij nafte za zaloge nafte na področju uporabe najnovejših tehnologij za načrtovanje, razvoj in usklajevanje polj v starih območjih za proizvodnjo nafte pridobil poseben pomen. Stabilnost ravni proizvodnje nafte na poljih, ki so vpisane v končne faze razvoja, se določi z racionalno uporabo preostalih težkih rezerv. V bistvu se rezerve vseh depozitov na kasnejši razvojni fazi pretvorijo v težko obnoviti. Zdaj približno polovico olja, proizvedene v državi, zagotavljajo najtežje rezerve.
Namen tega dela je: študija znanstvenega zagotavljanja novih tehnologij za razvoj naftnih polj s težkimi rezervami. Naslednje naloge izhajajo iz cilja: upoštevajte možnosti za razvoj proizvodnje nafte v državi, in dinamiko težkih rezerv izterjave nafte ruskih depozitov.
Za Rusijo - države z ogromnim naravnim in virom potenciala - razvoj odnosov, povezanih z zagotavljanjem pravic za uporabo podzemlja in nadzora nad izpolnjevanjem pogojev za njihovo zagotavljanje, uporaba odnosov v procesu uporabe podtaljevanja za regulacijo Širši spekter socialno-ekonomskih procesov je med najpomembnejšimi. Po našem mnenju, v okviru izvedenih gospodarskih reform, je zapletena narava odnosov v procesu uporabe podtalje, obseg njihovega delovanja ni uresničen in se ne uporablja v celoti v celoti.
V Rusiji, za dolgo časa (od leta 1994), se rast ogljikovodikov surovine ne nadomestijo za proizvodnjo nafte in plina. Šele od leta 1994 do 2000, ne pavljenih rudarjenje tekočih ogljikovodikov je znašalo približno 700 milijonov% plina - več kot 2,3 bilijona. m3. V naslednjih letih se je ta LAS samo okrepila. Torej, če je za 1997-2001 Povečanje rezerv za industrijske nafte, vključno s plinom kondenzata, je njeno proizvodnjo zagotovilo za 86%, v letu 2002 - le 64%, kar je doseglo 243 milijonov ton z ekstrakcijo 421,4 milijona ton. Poleg tega je kakovost osnove virov slabša. Delež težkih rezerv v Rusiji je presegel 55%. Delež rezerv, katerih stopnja proizvodnje je več kot 80%, presega 25% rezerv, ki so jih razvili naftna podjetja, in delež rezervacij rezerv za več kot 70% je več kot 30%. Od leta 1991 do 2001, v strukturi nadomestljivih rezerv, se je število majhnih vlog povečalo za 40%, medtem ko se je število edinstvenih in velikih zmanjšalo za več kot 20%. Na splošno, 80% depozitov na državno bilanco pripada kategoriji majhnih.
Vzroki neugodnega stanja osnove surovin so dobro znani strokovnjakom v umetnosti. To so močno zmanjšane količine regionalnega geološkega in raziskovalnega dela na nafte in plina zaradi splošnega zmanjšanja javnih sredstev, dodeljenih tem ciljem, in pomanjkanja ustrezne motivacije na naftnih in plinskih podjetij - subvidni uporabniki in šibka kontrola države za Zagotavljanje racionalne rabe podtalja in učinkovitost razvoja depozitov in pomanjkanja potrebnih pooblastil o državni ureditvi odnosov z uporabo podzemlja v zveznih izvršilnih organih, ki izvajajo vladne politike v proizvodnji gorljivih mineralov. Poleg tega, motnost, korupcija, visoka tveganja, povezana, zlasti, z zmožnostjo preklic licenc za mineralne vire od uporabnika podzemlja, zmanjšujejo naložbe privlačnosti te dejavnosti.
Do leta 2002 so regije aktivno sodelovale pri vlaganju reprodukcije baze mineralnih virov. Njihove naložbe v geološko raziskovanje 2-3 krat presegale obseg zveznih naložb. Tudi leta 2003, ko so bili regionalni proračuni praktično prikrajšani za vire financiranja geologije, so v višini približno enakega zneska kot zvezni proračun. Z odpravo odbitkov za reprodukcijo baze mineralnih surovin se je obseg raziskovanja v glavnih regijah, ki proizvajajo nafto, Rusijo zmanjšal za 1,5-1,8-krat. Hkrati pa je verjel, da bi morale rudarske družbe samostojno in na račun lastnih sredstev izvajati geološko raziskovanje in zagotoviti povečanje mineralnih trakov. Vendar pa ustrezne spodbude za prenosne uporabnike niso prejele. Zato bi morala zakonodaja spodbuditi to dejavnost, ki ima pomemben državni pomen.
Ustanovljen tržni mehanizem za upravljanje gospodarstva brez izvajanja državnih ureditev ukrepov za uporabo podzemlja ne zagotavlja celovite rešitve strateških nalog uporabe baze mineralnih virov. Posledično je prišlo do dolgoročne lokalne akcijske skupine, tako v najpomembnejših regijah, ki proizvajajo nafto in plin, in na novih obljubljanih nafte in plinskih provincah. V bistvu, čas za pripravo novih regij za vodenje obsežnega iskanja in vrednotenja dela, in v prihodnosti in na pripravo industrijskih rezervacij ogljikovodikov.
Pri krepitvi meje proizvodnje nafte v starih regijah se skoraj nič ne opravi za pripravo nanje. Lahko nekako kritizirate sistem za načrtovanje sovjetskega načrtovanja, vendar je vedno upošteval možnost. To je bila tradicija razvoja baze mineralnih virov države.
V nasprotju z naslednjim čim prej je treba delo izvesti na študiji novih regij, ki bi zagotovile stabilizacijo razmer na tem področju. Poleg tega imajo takšne regije v državi še vedno: najprej kaspijsko, vzhodno sibirijo, police obrobja morij. Delegacija pri reševanju te najpomembnejše naloge lahko privede do izgube nacionalnih gorivnih in energetskih virov. Vendar pa je uspešna odločitev tega problema nemogoča brez sprejetja novih zakonov, ki bi spodbudili izstop uporabnikov podzemlja v te regije.
Na splošno mora sistem državne uprave uporabe podtaljevanja temeljiti na podlagi strateških interesov države kot takega in predmetov Ruske federacije, ob upoštevanju gospodarskih interesov gospodarskih subjektov. Za to potrebujete:
Opraviti resnično spremljanje vseh izdanih licenc in celotnega sistema podvozja licenciranja;
Razviti splošno strategijo za upravljanje uporabe podtalje s poudarkom na oblikovanju postopkov in načel objektivizacije podzemnih rasli;
Zagotoviti stabilen davčni ureditev za posebno uporabo podzemlja, ne za spremembo (brez nujnosti) obstoječih zakonov in pravil.
Podpora virov države se mora razviti v okviru sheme razširjene razmnoževanja. Izjave o rezervah ruskih podjetij in predlogov za uvedbo gospodarskih sankcij na zalogah, ki presegajo osem - devetletno varnostno, napačno, dejansko, in so nevarni za gospodarski razvoj države.
Možnosti za razvoj proizvodnje nafte.
Perspektivne ravni proizvodnje nafte v Rusiji se bodo določile predvsem z naslednjimi dejavniki: povpraševanje po tekočih gorivih in raven svetovnih cen zanj, razvoj prometne infrastrukture, davčnih pogojev in znanstvenih in tehničnih dosežkov pri raziskovanju razvoja depozitov , kakor tudi kakovost osnove raziskanih surovin.
Obseg perspektive proizvodnje nafte v Rusiji se bo bistveno razlikoval glede na različico socialno-ekonomskega razvoja države. S kombinacijo ugodnih notranjih in zunanjih pogojev in dejavnikov (optimističnih in ugodnih razvojnih možnosti) lahko proizvodnja nafte v Rusiji znaša približno 460-470 milijonov ton. v letu 2010 in povečanje na 500-520 milijonov ton. do leta 2020, z zunanjimi in notranjimi pogoji, ki so oblikovali zmerno različico družbeno-ekonomskega razvoja države, se proizvodnja nafte napovedala bistveno nižja - do 450 milijonov ton. V letu 2010 in Do 460 milijonov ton. Leta 2020 se lahko v kritični različici proizvodnja nafte nadaljujemo samo v naslednjih 1-2 letih, padec ekstrakcije pa se pričakuje: do 360 milijonov ton. Do leta 2010 in do leta 2010 in do 315 milijonov ton. 2020.
Proizvodnja nafte se bo izvajala, in se razvija v Rusiji v tradicionalnih območjih za proizvodnjo nafte, kot so zahodna Sibirija, Volga, Severni Kavkaz, in v novih provincah nafte in plina na evropskem severu (Timano-Pechora), v vzhodni Sibiriji in Daljni vzhod, Južna Rusija (North Caspian Province).
Glavna baza podatkov o nafte države za celotno pregledano obdobje bo ostala zahodna Sibirska provinca nafte in plina. Proizvodnja nafte v regiji se bo do leta 2010 povečala v vseh možnostih, razen za kritične, nato pa se je nekoliko zmanjšala in bo nekoliko v letu 2020. 290-315 milijonov ton. V okviru kritične različice bo razvoj depozitov s težkimi rezervami postal majhna, kar bo privedlo do znatnega tovora proizvodnje v regiji.
V provinci Volga-Ural in na severnem Kavkazu bo proizvodnja nafte zaradi izčrpanja surovine baze. Pri zmernih in kritičnih možnostih se bo rudarstvo v teh regijah intenzivneje zmanjšalo.
Na splošno se bo v evropskem delu Rusije proizvodnja nafte (vključno s policemi) zmanjšala in bo do leta 2020 zmanjšala 90-100 milijonov ton. (proti 110 milijonov ton 2002).
Na podlagi sodobne in predvidene kakovosti osnovne industrije surovin je potrebno:
Znatno okrepitev geološkega raziskovanja, da se zagotovi potrebno povečanje rudarstva iz nepooblaščenih, medtem ko je treba depozite (državni program licenciranja, ob upoštevanju verjetnih tveganj, da se zagotovi doseganje trajnostnega razvoja geološkega raziskovanja industrije in naložb v njih);
Povečanje koeficientov predelave nafte, da bi povečali nadomestljiv potencial in sedanjo proizvodnjo razvitih depozitov.
Republika Tatarstan je najstarejše območje, ki proizvaja nafto v državi. Obstajajo pozitivni dejavniki, ki omogočajo optimistično ocenjevanje obetov za pripravo novih rezerv v starih območjih za proizvodnjo nafte.
Praksa kaže, da napovedane vire in vrednotenje kot študij nenehno povečujejo Republiko Tatarstan. Klasična potrditev tega. V Tatarstanu, v letih tržnih reform, je bila v preteklih letih razširjena reprodukcija zalog nafte v primerjavi z 20-50%. Zagotavljanje dokazanih rezerv sedanje proizvodnje med njegovo stalno rastjo se je povečalo in je trenutno višje kot v državi. Republika redno prevrednovi napovedane vire nafte. Posledično so se začetne (nadomestljive) sredstva v zadnjem desetletju povečala za 21%. Neznane nadomestljive vire so ocenjene višje kot pred 30 leti. Ko študirate, se bodo povečali. Nadaljnja ponovna ocena napovedanih sredstev, ki potekajo enkrat v 5 letih. Praviloma vsaka ponovno ocena predvidenih sredstev vodi do njihovega povečanja.
Drugič, pri ocenjevanju sredstev se koeficient ekstrakcije nafte (KIN) običajno vzame za 30-35%. Predpostavlja se, da bo z razvitimi tehnologijami v globinah po ekstrakciji nadomestljivih rezerv ostala 2-krat več olja, ki bo nastala do konca razvoja depozitov.
Čeprav je Republika Tatarstana značilna visoka reprodukcija podtalja, v letih tržnih reform, se je razmnoževanje rezerv v odpadkih izboljšalo in v primerjavi s povprečnim rusko z ugodnejšim. Vendar se je v celotnem obsegu rezerv na račun novih odkritij zmanjšal s 49,2 na 13% / leto. Kljub zadostni varnosti zalog nafte v strategiji, je precejšnja pozornost namenjena pripravi novih zalog. To je posledica visokega deleža težkih zalog nafte 80%. Strategija reprodukcije reprodukcije rezerv za dolgoročno v starih naftnih območjih mora vključevati delo v treh smereh:
Nadaljnja študija in deponiranje naftnih depozitov na tradicionalnih obveščevalnih lokacijah (Devon in ogljik).
Široka dela na povečanju KIN, ki je lahko nova najpomembnejša smer povečanja osnove virov starih območij za proizvodnjo nafte.
Geološka študija vsebnosti nafte in plina iz netradicionalnih predmetov globoko-lepilnih kamnin kristalinične podlage in sedimentnih sedimentov iz rife-vektorjev, Perm bitumenski bitumen.
Trenutno 28 majhnih naftnih podjetij deluje v naftni industriji Republike Tatarstan, proizvodnja nafte, na kateri je od 10 tisoč do 500 tisoč ton / leto. Večinoma so ta podjetja nastala na podlagi odloka predsednika Republike Tatarstana o povečanju proizvodnje nafte v letih 1997-1998. Na konkurenčni osnovi je bilo na njih prenesenih 67 naftnih depozitov, predvsem s težkimi rezervami, ki vsebujejo visoko odpuščeno olje, od katerih je bilo večinoma odprtih pred 15-30 leti. Ustvarjanje novih naftnih družb je bistveno spremenilo stanje z nafto v republiki. Pojavili so se nove inovativne tehnologije, konkurenca, nove MUN in proizvodne metode. V letu 2004 je bilo v majhnih podjetjih pridobljenih več kot 4,8 milijona ton. V prihodnjih letih je načrtovano prinesti proizvodnjo nafte na vseh neodvisnih naftnih družbah na 8 milijonov ton / leto.
Izkušnje razvoja naftne industrije Tatarstan so pokazale naslednje
Optimizacija pogojev za uporabo podzemlja in obdavčevanje je ključ do reševanja problema mornarice in zagotoviti potrebe države v nafte in plina, \\ t
Davčna stimulacija in diferencirana obdavčitev proizvodnje nafte, odvisno od rudarskih in geoloških pogojev in rezerv izčrpavanja pokojnin se lahko uredijo in upravljajo brez korupcije;
Sedanji zakon "na podzemlju" omogoča razlikovanje NPPI, da bi spodbudili razvoj "starih" in izčrpanih vlog;
Če skrbno napotite globine in trge, ki jih razpolagajo na ravni predmetov federacije, potem pa obstajajo ogromne priložnosti za nadaljnje
Da bi uspešno izvedli strategijo za razvoj nafte in plinskega kompleksa Republike Tatarstan, je treba ustvariti ugodne pogoje, ki zagotavljajo potrebno povečanje rezerv in nafte, kar je mogoče zaradi sprejetja a Več naprednega prava "na podzemlju", katerega projekt je na razpravi.
Za uspešno izvajanje energetske strategije Republike Tatarstana do leta 2020 je treba ustvariti normalne pogoje za razvoj naftne industrije. V ta namen sledi:
Shranite trenutni mehanizem za rabo podtalje - skupno upravljanje federacije in sestavnih subjektov Ruske federacije o izdaji dovoljenj na načelu "dveh ključev": Ruske federacije in predmeta Ruske federacije;
Predvideti možnost prenosa dela pristojnosti Zveznega ministrstva za uporabo podtalje na regionalni ravni; Prenos na regionalne oblasti organa, da naročijo koristne minerale z majhnimi in srednjimi depoziti z izvlečnimi rezervami nafte na 30 milijonov ton;
Uvesti diferencirano obdavčitev odvisnosti pri proizvodnji nafte od rudarskih in geoloških in geografskih pogojev za razvoj naftnih polj in blagovnih lastnosti nafte v globinah;
Da bi izboljšali učinkovitost razvoja podtalja, je treba pisati tako konkurenčno in dražbeno obliko dostopa do globin, vsaka od njih ima prednosti in slabosti in se lahko uporabijo glede na posebne pogoje;
Za racionalno rabo podzemljitvenih virov je treba okrepiti državni nadzor nad izvajanjem dogovorjenih predpogojev; To je izvedljivo z letnimi dopolnitvami licenčnih sporazumov, v katerih se evidentirajo letne ravni proizvodnje, reprodukcije rezerv, raziskovalne in operativne količine vrtanja; Izvedejo se iz oblikovalskih dokumentov, odobrenih na predpisanem načinu in avtorjevih nadzornikih; nadzor nad izvajanjem MPR Ruske federacije; Pozitivne izkušnje so na voljo v Republiki Tatarstan;
V pravu "o podtalju", je treba zagotoviti spodbude za mornarice zaradi odpovedi plačil za ravnanje ogljikovodikov na lastnih sredstev podzemnih uporabnikov, aplikacije narave predložitve območij za tvegano naftno industrijo, \\ t Plačilo uporabnikov podzemlja v zgodovinskih stroških države v globinah podzemlja šele po izdaji projekta za vračilo in sprejemanje zadostnega predelave, poenostavitev postopka za registracijo odkritij, polno financiranje regionalnih in funkcionalnih geoloških raziskav na račun. \\ T država;
Odobritev na vladni ravni "Pravila za razvoj naftnih polj" in za racionalno rabo hrane za surovina ogljikovodike, državna komisija za rezerve in cene mineralne komisije o razvoju depozitov za zgorevanje je koristno, da se podreje neposredno \\ t Vlada Rusije.
Delež težkih rezerv v nizko prepustnih zbiralnikov, v padskih območjih in z viskoznimi olji, se še naprej povečuje in je zdaj približno 60% (slika 3.1).
Na žalost se kakovost preostalih staležev poslabša tudi zaradi aktivnejše generacije dobrih, aktivnih zalog. Če so aktivne rezerve razvili v povprečju v povprečju za 75%, nato težko zavreči le 35%.
Slika 3.1 - Dynamics of Hard-to-Obnovi obnovitev nafte v Rusiji
Na sliki 3.1 je razvidno, da se je s povečanjem deleža težkih rezerv, koeficient projekta izterjave nafte, zmanjšal že več let, in šele v zadnjih letih se je nekoliko začela rastejo.
Te odvisnosti so precej prikazane s sedanjo dolgoročno težnjo pri razvoju naftnih polj - negativne spremembe na delniški strukturi že vrsto let, žal, ni bila nadomestila z izboljšanjem uporabljenih tehnologij za izterjavo nafte.
V nekaterih primerih je to posledica pomanjkanja tehnoloških rešitev za učinkovito izterjavo nafte za nekatere geološke in fizične razmere, ki so v zadnjih letih še poslabšale dejstvo, da je bilo ustrezno raziskovalno delo omejeno. Vendar se za uporabnike podzemnih uporabnikov ne uporabljajo znane nove tehnologije. Razlog, da je praviloma, da je njihova uporaba povezana z visokimi stroški, zlasti v začetnem obdobju razvoja na terenu, in uporabniki podzemlja pogosto izogibajo potrebo po uporabi. Upa za prihod novih tehnologij izterjave nafte v povezavi z delom na področjih tujih podjetij ni bila v celoti upravičena.
Posebni problem v državi je tovarne vlog - zdaj je povprečna vodoodporna proizvodnih proizvodov približno 86%.
Glede na to, da je glavna metoda razvoja depozitov države poplave, se bo število preostalih zalog nafte v vodotesne plasti nenehno povečevalo. Da bi povečali te staleže, je treba uporabiti tudi bolj napredne tehnologije.
Ob upoštevanju nastajajoče strukture zalog in možnosti za njihov razvoj je mogoče trditi, da se lahko povečanje obnovitve nafte iz trdih strupenih rezerv, pa tudi rezerve v formacijah rezervoarja, trdi, da je pomembna vloga pri rasti nadomestljivega Predvajanje je treba predvajati rezerve države.
Opozoriti je treba, da mednarodna podjetja za proizvodnjo nafte posebno pozornost namenjajo povečanju nadomestljivih rezerv z uporabo novih tehnologij za obnovitev nafte: tehnologije za obnovitev nafte zagotavljajo od 4 do 12% rasti nadomestljivih rezerv.
Po mnenju tujih raziskovalcev ocene, povprečna dizajna oživitev nafte na svetu je zdaj približno 30%, v ZDA - 39%, medtem ko je povprečna realna izterjava nafte v prihodnosti napovedana v višini 50-60%.
Trije veliki bloki glavnih metod za razvoj naftnih polj je mogoče razlikovati: naravni režim, sekundarne metode in terciarne metode (metode za povečanje obnovitve nafte).
Razširjena uporaba sajenja je omogočila znatno povečanje učinkovitosti razvoja naftnih polj držav. Dodatno naraščajoče okrevanje nafte nafte v tovarni pod določenimi pogoji zagotavljajo tako imenovane hidrodinamične metode izpostavljenosti: ciklični učinek s spremenljivko filtracijskih tokov, sistemska tehnologija za izvajanje, horizontalne vodnjake, hidravlične rezervoarje v vodnem sistemu in drugih.
Hkrati pa je v skladu z večino strokovnjakov, radikalno povečanje povprečnega koeficienta nafte v državi, zlasti v težkih rezervah, lahko dosežemo le z znatno povečanje uporabe "terciarne" metode: toplotno, plin in kemikalijo (doseženo obnovitev nafte 35 - 70%).
Hkrati so metode povečanja okrevanja nafte veliko bolj zapletene, v primerjavi s tovarno, procesi, ki temeljijo na mehanizmih dodatnega ekstrakcije nafte iz poroznega medija. Tehnologije teh metod zahtevajo predhodno temeljito znanstveno utemeljitev v zvezi s posebnimi pogoji in naknadno znanstveno podporo, kadar se uporabljajo z uporabo novih in temeljnih novih kontrolnih načinov nadzora in ureditve.
Vse to zahteva dodatne stroške. Hkrati so realne naložbe na ustvarjanje novih tehnologij v domačih podjetjih red, ki je manjša kot v tujih.
Vendar pa tuje in domače izkušnje pričajo, da se zapletenost in dodatni stroški na koncu nadomestijo s povečano učinkovitostjo.
Obstajajo informacije za več kot 1500 monetnih projektov na svetu. Letno rudarstvo je ocenjeno na 120-130 milijonov ton.
V ZDA v začetku leta 2010 je bilo 194 projektov za povečanje okrevanja nafte. Od leta 1998 se je njihovo število od leta 1998 nekoliko zmanjšalo, od leta 1988 pa se je od leta 1988 spremenilo., Do 143 - leta 2004 in 194 - v letu 2010, vendar pa je prišlo do njihove konsolidacije. Skupna proizvodnja nafte na račun teh metod je 34,4 milijona ton / leto. Posebej pomembno je omeniti, da je delež proizvodnje nafte skozi "terciarne" metode v skupni produkciji v Združenih državah približno 12%.
Glede na državo in možnosti za uporabo metod za povečanje predelave nafte je treba povedati o domačih izkušnjah aktivnega uvajanja teh metod v osemdesetih letih prejšnjega stoletja.
Služba za razvoj problema je bila posebna odloka vlade države (1976), ki je določila obseg dodatne proizvodnje nafte zaradi uporabe "terciarne" metode povečanja obnovitve nafte, kot tudi obseg Vprašanja v državi, ki je potrebna za to gradivo in tehnična sredstva. Zagotavlja tudi gospodarsko spodbujanje izvajanja pilotnih industrijskih del podjetij, ki proizvajajo nafto. Da bi se osredotočili na prizadevanja za rešitev tega problema, je bil ustvarjen "medsektorski znanstveni in tehnični kompleks" Nefteotud ". Organizacijska struktura kompleksa je zagotovila tako znanstveno podporo problema in zagotavljanje izvajanja programa izkušenega dela.
Prenesena v strukturo servisnih družb RNHTK ("Termeft", "Soyuzneftepromhim", "SoyuznefteTach", "Tatneftebitum"), ki se izvaja na izkušenih ribičeh podjetij, ki proizvajajo nafto, in zrak, ogljikovodikov plin, namestitev posebne opreme).
Za relativno kratko obdobje se je dodatno proizvodnja nafte zaradi "terciarne" metode povečala na 11 milijonov ton / leto. Znanstvena podpora problema je bila izvedena z "VNiineft" z zagotavljanjem ustreznega financiranja.
S prehodom naftne industrije v nov poslovni sistem, so bili ukinjeni mehanizmi spodbujanja problema povečanja izterjave nafte, je bila dejavnost znanstvenih raziskav znatno zmanjšana, uporaba metod se je začela zmanjševati.
Zdaj rudarstvo na račun "terciarne" metode le nekoliko presega 1,5 milijona ton / leto. V zadnjih letih se je na področjih države začela več projektov o uporabi metod toplotnega in plina. Hkrati pa je po našem mnenju več težav, ne pa uporabljenega naročila, katere študije ni mogoče odložiti, če določimo cilj povečanja razvoja zalog v prihodnjih letih . Med temi težavami:
Ureditev gibanja vzmeti raztopin kemikalij na rezervoarju;
Zmanjšanje adsorpcije kemičnih reagentov na porozni mediju;
Oblikovanje naslovnih sestavkov kemikalij za posebne pogoje rezervoarja;
Intraflast Zmanjšanje viskoznosti olja s kemičnimi sredstvi;
Simulacija procesov filtriranja različnih agentov za predelavo olja;
Uravnavanje procesa oksidacije nafte znotraj bloka;
Določitev vpliva lastnosti poroznega medija in vbrizgamo v rezervoar sredstev na kinetiko oksidacije, ko se vbrizgajo visok tlačni zrak;
Določitev učinka temperature na kapilarne lastnosti poroznega medija;
Določanje učinka temperature na fazna prepustnost krivulje za različne porozne medije;
Optimizacija plinskih sredstev pri združevanju injekcije plina in vode;
Uporaba penjenja sistemov in drugih reagentov za urejanje fizikalno-kemijskih, toplotnih in plinskih metod;
Ocena učinkovitosti injiciranja šibkega mineralizirane vode v plasti, ki spreminja vlaženje poroznega medija;
Vrednotenje učinkovitosti metod za povečanje okrevanja nafte na komercialne podatke in mnogih drugih.
Obseg in raven dela na področju uporabe metod za povečanje izterjave nafte in razvoja stanja težko izterjavo ustrezajo, žal, sedanja znanstvena podpora.
Čeprav pomanjkanje zveznih in sektorskih programov o tem vprašanju ne dopuščajo, da bi predstavili obseg raziskav o posameznih metodah, temveč tudi posredni kazalniki (zlasti v primerjavi s tujimi podjetji), je dovolj izrazit.
Torej v skladu s poročili, stroški za raziskave in razvoj dela v tujih naftnih in plinskih podjetjih ob 6 - 10-krat več kot v velikih ruskih podjetij.
Slika 3.2 - Obseg financiranja Niocarja na raziskovalca, tisoč dolarjev.
Po mnenju G.I. Shmal, Shell porabljen za raziskave in razvoj v letu 2007 - 1,2 milijarde dolarjev, v letu 2008 - 1,3 milijarde dolarjev, v letu 2009 - 1 milijarde dolarjev. Stroški vseh ruskih naftnih podjetij skupaj z Gazpromom na področju raziskav in razvoja je bilo 250 milijonov dolarjev v istem letu . Opozarjamo na širšo znanstveno določbo za ustvarjanje novih tehnologij, ugotavljamo, da je treba sodelovati pri njenem financiranju države in podjetja. Vidimo lahko (sl. 3.2), da je v Rusiji financiranje raziskav in razvoja bistveno manj kot v drugih državah - tako iz države, in še posebej, na delu podjetja.
Zanimivo patentiranje podatkov v sektorju nafte in plina, ki ponovno poudarjajo odvisnost tega kazalnika iz financiranja R & R: število registriranih patentov v ruskih podjetjih je desetkrat manj kot v tujih (sl. 3.3).
Slika 3.3 - Število registriranih patentov z naftnimi in plinskimi podjetji, osebni računalniki.
V zadnjem času se je pojavil številni spodbudni dejavniki za možnost pospešenega razvoja problema povečanja izterjave nafte z zahtevnimi rezervami. Skrb za izterjavo nafte na depozite države je izrazila vodstvo države.
Vladne odločitve so bile sprejete za gospodarsko spodbujanje razvoja depozitov s težkimi rezervami:
Povečano viskozno olje (več kot 20 MPA.SSEK);
Visoka (več kot 85%);
Z nizko prepustnostjo plasti (1,5-2,0; 1,0-1,5; manj kot 1,0 μm 2 .10 -3).
Na žalost je izvajanje dokumentov, ki izpolnjuje, izpolnjuje številne praktične težave, ki so povezane s potrebo po ustvarjanju ločenih sistemov zbiranja in pripravo nafte, ki zahtevajo včasih precejšnje stroške. Kot je za nizko prepustne rezervoarje, predstavljena različica resolucije še vedno zahteva dodatna pojasnila, tako glede na način določanja prepustnosti (absolutno ali relativno) in, kakor tudi kako doseči takšno natančnost diagnoze nafte nafte za prepustnost prepustnosti.
Pri obravnavi možnosti za krepitev znanstvene podpore industrije, se včasih predlaga, da uvede rešitev za industrijske težave na naftnih družb in njihovih znanstvenih centrov. Upoštevati je treba, da so znanstveni in analitični centri osredotočeni na naftne družbe, se osredotočajo na reševanje sedanjih uporabnih nalog, poleg tega pa globalna praksa kaže, da ima vsako gospodarsko razvito državo svojo industrijsko politiko, industrijska politika pa je nemogoča brez sistemsko organizirane sektorske znanosti . To je pojasnjeno z dejstvom, da obzorje tehnološke napovedi družbe redko presega 7 - 10 let, temeljne študije pa obljubljajo stroškovno učinkovit rezultat v 20 - 30 letih. V dvajsetih letih je sistem uporabljenih (sektorskih) in akademskih znanosti samo delal - je v tej začasni vrzeli, da so smernice določene za prebojne inovacije, ki se prenašajo v naslednjem koraku v NIO-Corporate R & R divizije.
Znana je tudi obravnava koncentracije naftne vede na izobraževalnih univerzah, saj se deloma izvaja v številnih tujih državah. Vendar pa je treba upoštevati dejstvo, da domače univerze še nimajo potrebne znanstvene in tehnične in kadrovske baze, pa tudi kar je najpomembneje, izkušnje uporabnih raziskav, ki jih ustvarjajo dolgoletno prizadevanj.
Zato se zdi, da so možnosti za povečanje učinkovitosti razvoja naftnih področij države in uporabe Lune povezane s potrebo po oživitvi sistema znanstvenega zagotavljanja tega problema na podlagi kompleksa sektorskih in izobraževalnih Institucije z vključitvijo inštitutov Rusije.
Na splošno je mogoče oblikovati predloge za revitalizacijo del o ustvarjanju novih tehnologij za razvoj težkih rezerv nafte:
Državna ureditev problema;
Koncentracija znanstvenih, metodoloških in tehnoloških prizadevanj na podlagi znanstvenih in tehničnih programov;
Ustanovitev znanstvenih centrov, ki temeljijo na industrijskih institucijah in univerzah;
Organizacijska in finančna podpora problema na podlagi državnih programov izkušenih in raziskovalnih del, licenčnih in projektnih dokumentov;
Skupni programi (bazeni) naftnih podjetij na študiju in testu lune;
Znanstvena podpora izkušenega dela.
Po mojem mnenju bo izvajanje teh predlogov omogočilo 2025 nadomestljive rezerve države, da bi se povečale za 2 - 4 milijarde ton z letnim dodatnim rudarstvom: 30 - 60 milijonov ton / leto.
Vprašanja razvoja resnih zalog nafte so povezana s problemom povečanja koeficienta obnovitve nafte. V zadnjih 25 letih se je Kin v Rusiji zmanjšal s 42 na 27-28%, medtem ko je v Združenih državah v istem obdobju CIN rasel od 32 do 40%, čeprav je struktura oljnih rezerv na začetku slabša. Ta nevarna težnja je povezana z dvema razlogoma. Prvič, res-to-Rezervacija rezerve so že več kot 50% ruskih rezerv nafte, in ko delajo, je Kin vedno nižji. Drugič, odobreni projekti za razvoj glavnih področij Rusije predvidevajo tradicionalno faktorij depozitov z nizko značilnostjo KIN, in ne uporabe sodobnih tehnologij za povečanje okrevanja nafte. Učinkovitost teh tehnologij dokazuje izkušnje ZDA, kjer se kljub izčrpanem podtalju letno proizvaja več kot 30 milijonov ton nafte iz inovativnih tehnologij. Toda v Rusiji, na najstarejšem Romaskinskem področju Tatarstana, zaradi uporabe teh metod, je letno povečanje obsega proizvodnje 1,5 milijona ton. Na žalost je to edini primer v Rusiji.
Povečanje rezerv nafte, zlasti v zadnjih letih, je 2-krat višja od njene proizvodnje. Nova neodvisna naftna podjetja, ustvarjena v Tatarstanu 24, so že zagotovila pospešen vstop v razvoj 36 naftnih polj. Vse naftne družbe (brez OJSC TATNEFT) bodo proizvedene v prihodnjih letih 8 - 8,5 milijona ton / leto. Največja naftna družba - OJSC TATNEFT, v smislu letne proizvodnje, ki je del največjih ruskih naftnih družb, in med 30 vodilnimi naftnimi družbami na svetu, daje do 40% proračuna Republike Tatarstan. Za približno 2,7 milijarde tovotorjev nafte od začetka razvoja polj Tatarstan je podjetje stabilizirano proizvodnjo nafte, kar je zagotovilo presežek povečanja rezerv nad rudarstvom 2-krat. Trenutno je več kot 40% nafte na tatarskem poljih izkopano z uvedbo sodobnih tehnologij in metod za povečanje obnovitve nafte nastajanja. Ni naključje, da so vrednostni papirji OJSC TATNEFT kotirajo na prestižnih Londonskih in newyorških borzah.
1. Vrtanje in olje. Avgust 2012. Specializirana revija.
2. Dunaev V.F. Ekonomija naftnih in plinskih industrijskih podjetij: učbenik / V.F. Dunaev, V.L. Shpakov. N.p. Epifikanova, V.N. Lyandin. - Nafta in plin, 2009. - 352 str.
3. Konutovich A. E., Korjubaev A. G., Eder L. V. Razvojna strategija oljnega kompleksa / vse-ruske gospodarske revije "Ekonomija in organizacija". - 2008. - №7. - 78 str.
4. KORJUBAEV A. G., Sokolova I. A., Eder L. In .. Analiza trendov v ruskem oljnem kompleksu / vse-ruski gospodarski reviji "Ekonomija in organizacija", 2010., - št. 10 - 103 str.
5. MARTYNOV V.N. V izobraževanju nafte in plina - kriza prekomerne proizvodnje / revije "Olje Rusije", 2009., - št. 8 - 23 str.
Všeč mi je? Kliknite na spodnji gumb. Ti. ni težkoin US. prijetno).
Za brezplačen prenos Povzetki pri največji hitrosti, registrirajte se ali se prijavite na spletno mesto.
POMEMBNO! Vse vloge, predstavljene za brezplačen prenos, so namenjene pripravi načrta ali osnove lastnih znanstvenih člankov.
Prijatelji! Imate edinstveno priložnost, da pomagate istim študentom, kot si ti! Če vam je naša spletna stran pomagala najti pravo službo, potem ste zagotovo razumeli, kako lahko delo, ki ga potrebujete, olajšali delo drugim.
Če je povzetek, po vašem mnenju slaba kakovost, ali ste že izpolnili to delo, nam sporočite.
1.1 Značilnosti res-odstranjevanja oljnih rezerv
Opredelitev trdega odstranjevanja ogljikovodičnih rezerv (v nadaljevanju TRIZ) v regulativnem pravnem okviru ni. Vendar pa je treba opozoriti, da obstoječa terminologija nafte in plina, jasno ločuje zaloge iz virov in geoloških rezerv od teh nadomestljivih. "... sorodne rezerve vključujejo del geoloških rezerv, katerih pridobivanje, ki iz podtalja na dan štetja je stroškovno učinkovito v pogojih konkurenčnega trga z racionalno rabo sodobnih tehničnih izdelkov in rudarskih tehnologij, ob upoštevanju skladnosti z zahtevami za zaščito podzemlja in okolja.
To pomeni, da se zaloge, ki se lahko imenujejo, vključno s težkimi, le takrat, ko so lahko ekonomsko učinkovito odstranjeni na konkurenčnem trgu v smislu racionalne rabe sodobnih tehničnih proizvodov in proizvodnih tehnologij, pri čemer upošteva skladnost z zahtevami za zaščito podtalje (OH) in okolje (OS). Težke rezerve nafte so vsebovane v depozitih ali delih depozitov, označene s sorazmerno neugodnim za izvleček geoloških pogojev nafte in (ali) nenormalnih fizikalnih lastnosti.
V rezervoarjih s trdimi rezervami obstaja izjemno zapleten mehanizem za premik nafte, povezanega s sočasnim vplivom številnih dejavnikov, kot so kapilarni pojavi, viskozne sile, fazni prehodi v kombinaciji z večplastno nehomogenostjo.
Rezerve za olje krivice se imenujejo depoziti nafte, za katere so značilne neugodne razmere za pridobivanje tega vira, pa tudi neželene fizikalne lastnosti. Poleg tega ta vrsta naftnih depozitov vključuje tudi tiste, ki se nahajajo v območju police, na poljih, ki se nahajajo v pozni fazi razvoja, kot tudi zelo viskozno olje. Dober primer proizvodnje visoko viskoznih olj je razvoj jamalo-nemškega področja, ki ima funkcije, ki prispevajo k zamrznjenim oljem, ne le na mrazu, temveč tudi pri pozitivni temperaturi.
V skladu s "trdimi očiščenimi" rezervami se razumejo depoziti ali razvojni objekti, za katere so značilne geološke razmere, ki so neugodne za proizvodnjo nafte ali (in) njene fizikalne lastnosti. TINS se lahko štejejo za rezerve v območju police, olje nafte na poljih, ki se nahajajo v pozni razvojni fazi, kot tudi visoko viskoznost olje.
V "klasifikaciji trdega zalogaja" (Khalimov E. M., Lirovsky N. N.), so vsa merila za rezervacije rezervatov združena v petih skupinah na podlagi: - nenormalnosti lastnosti nafte in plinov (viskoznost);
Neželene značilnosti zbiralcev (nizke vrednosti koeficientov poroznosti, nasičenosti olja, prepustnosti, stranska in vertikalna nehomogenost tvorbe);
Vrste kontaktnih območij (naftna plastična voda, klobuk za olje-plin);
Tehnološki razlogi (namenitev);
Geološki dejavniki rudnikov, ki so zapletljivi (reduciranje) vrtalnih vrtalnikov in proizvodnje nafte.
Z vidika mejnih vrednosti poroznosti in prepustnosti ni koncepta zbiralnika / nista. - glavni učinek na vsebino ogljikovodikov in kakovost rezerv ima stopnjo kaageneze trdne organske snovi (kerogen);
Predvideti produktivne in obetavne cone, je potrebna proizvodnja kompleksa specifičnih geoloških meril in značilnosti;
Netradicionalne pasme bazhenovskaya Suite zahteva študijo ne le petrofizične, ampak tudi geokemične značilnosti kamnin.
Bazhenovsky Retinue je sestavljen iz karbonatnih-gline-korogenih kamnin. Debelina silikatnih in karbonatnih vmesnih interlajev ne presega 2-3 m. Nimajo široke distribucije območja, tudi v lokalnih strukturah, v zvezi s tem jih ni mogoče obravnavati kot razvojne predmete. To je razlika med bazhenovskaya sladkarijami iz široko znane tvorbe Bucken (največji depozit na olju Shalana «v ZDA).
1.2 Svetovni naftni viri iz težkih zalog nafte
V energetski strategiji Rusije za obdobje do leta 2030 so navedeni naslednji parametri razvoja naftne industrije: proizvodnja nafte leta 2030 v količini 530 milijonov ton in doseganje koeficienta ekstrakcije nafte (v nadaljevanju KIN) 0,35 -0,37.
Trenutno je povprečni KIN:
0,38-0,45 za aktivne zaloge;
0,10-0.35 za nizko prepustne zbiratelje (NPK), ki je v Rusiji več kot 25%;
0,05-0,25 za visoko viskozna olja.
Proizvodnja nafte v Rusiji, glede na rezultate leta 2016, se je od leta 1990 povečala na najvišje kazalnike in znašala 547,5 milijona ton nafte. Hkrati je bila absolutna maksimalna proizvodnja na ozemlju RSFSR dosežena leta 1988 in je znašala približno 570 milijonov ton.
Trenutno je delež Rusije v svetovni proizvodnji nafte 12,5%. Zahodna Sibirija s svojimi okrožji Khanty-Mansiysk in Yamalo-Nenets ostaja osrednja področja proizvodnje v Rusiji. To stoji v eni vrsti s takšnimi največjimi oljnimi in plinskimi bazeni kot perzijski in mehiški zalivi, sladkor in Aljaska.
V skrajnem vzhodnem zveznem okrožju se povečanje zalog nafte pojavlja predvsem v Republiki Sakha (Yakutia).
Po rezultatih leta 2016 je povečanje rezerv v UVF znašalo približno 231 milijonov ton (+29 milijonov ton v primerjavi s prejšnjim letom), Volga - 159 milijonov ton (-33 milijonov ton), Sibirski - 68 25 milijonov ton (-14 milijonov ton). Posledično je prišlo do najpomembnejšega zmanjšanja rasti zalog v okviru PFO.
Opredelitev trdega odstranjevanja ogljikovodičnih rezerv (TRIZ) v regulativnem pravnem okviru ni. Vendar pa je treba opozoriti, da obstoječa terminologija nafte in plina, jasno ločuje zaloge iz virov in geoloških rezerv od teh nadomestljivih.
Trenutno ne samo v Rusiji, ampak tudi na svetu, se razvija naslednja situacija v rezervah kositra.
Trenutno je v pogojih poslabšanja surovine osnove tradicionalnih virov ogljikovodikov v Rusiji, je bazhenovsky rentenue glavni nonradijski viri ogljikovodikov v Rusiji za dolgoročno perspektivo.
Glede na oceno INSG SB RAS v teh sedimentih, 150-500 milijard ton geoloških naftnih virov, je koncentrirana, tudi v "visoko intenzivnih" zbiralci - 120-400 milijard ton. Jemanje koeficienta ekstrakcije nafte 0,15, lahko pred -Press Ettertrable Oil Sredstva Bazhenovskaya Sweet v regiji 10-60 milijard ton
Zemljevid perspektiv nafte in plina potenciala Bazhenov obzorja West Sibirske province nafte in plina je na voljo v aplikaciji
Nedavijavnost Bazhenov Sladko je naslednja: \\ t
Celotna debelina bazhenovskaya sladko je nethemterian in vsebuje nafto in trdne organske snovi;
Ni koncepta "depozita" s svojimi atributi - stik z vplivom vode, zunanje notranje konture, prehodno območje, območje mejnega olja in tako naprej;
Z vidika mejnih vrednosti poroznosti in prepustnosti ni koncepta zbiralnika / nista.
Glavni učinek na vsebino ogljikovodikov in kakovost rezerv je stopnja catageneze trdne organske snovi (kerogen);
Predvideti produktivne in obetavne cone, je potrebna proizvodnja kompleksa specifičnih geoloških meril in značilnosti; - Netradicionalne pasme Bazhenovskaya Sweet zahteva študij ne le petrofizične, temveč tudi geokemične značilnosti kamnin.
Bazhenovsky Retinue je sestavljen iz karbonatnih-gline-korogenih kamnin. Debelina silikatnih in karbonatnih vmesnih interlajev ne presega 2-3 m. Nimajo široke distribucije območja, tudi v lokalnih strukturah, v zvezi s tem jih ni mogoče obravnavati kot razvojne predmete. To je razlika med bazhenovskaya sladkarijami iz široko znane tvorbe Bucken (največji depozit na olju Shalana «v ZDA).
Neftmerian možgani, premislek Master Matrics Bazenovsky Swite, je lahko tako neprepustna in biti zbiralnik. S tem zbiralnikom so povezane glavne možnosti za proizvodnjo nafte iz bazhenovskega sladkega in njegovega stratigrafskega ekvivalenta navedb ly nyttyuym.
Večina depozitov se je začela razvijati v sovjetskih časih. Od leta 2010 do leta 2016, proizvodnja nafte v zahodni Sibiriji (razen koristnega na NPPI YNAO), se je zmanjšala s približno 307,5 \u200b\u200bmilijona ton na približno 285,5 milijona ton na leto (samo proizvodnja KMAO se je zmanjšala za 27 milijonov ton, to je na 10%) . Proizvodnja nafte v okrožju severozahodnega zveznega okrožja je 33,7 milijona ton (približno 6% vse-ruskega kazalnika) (sl. 1).
Slika 1 - Živila proizvodnje nafte v okrožju severozahodnega zveznega okrožja
Osnova surovine baze v regiji je provinca Timaan-Pechora. V okviru pokrajine se nahajajo upravne meje dveh subjektov: Republika Komi in Nenets avtonomna Okrug.
Poleg province Timaan-Pechora se proizvodnja nafte izvaja tudi v regiji Kaliningrad, vključno s policami.
Razvoj proizvodnje nafte v Komi republike izhaja iz dvajsetih. Najvišje proizvodnje nafte pade sredi osemdesetih let, ko je bilo več kot 19 milijonov ton olja na leto izkopano, vendar 10 let, proizvodnja se je zmanjšala na 7 milijonov ton.
Od sredine devetdesetih let. Predstavitev je proizvodnja nafte obnovljena, ki je povezana z okrepitvijo ekstrakcije težkih in visoko viskoznih olj. V velikem obsegu proizvodnje nafte v Nenets AO se izvede od sredine devetdesetih let. Najvišje proizvodnje nafte v regiji je padlo za obdobje 2009-2010. (več kot 18,8 milijona ton), po katerem se je nekoliko zmanjšala. To je posledica revizije razvoja številnih velikih osnovnih depozitov na terenu.
Po rezultatih leta 2016, proizvodnja nafte v Komi republike je znašala 15,1 milijona ton. Proizvodnja nafte v nenetih avtonomnih okrag je 17,9 milijona ton. Skupna proizvodnja nafte v provinci Timaan-Pechora je bila 33 milijonov ton, kar je 1,6 milijona ton, kar je 1,6 milijona ton nad stopnjo predhodnega leta. V regiji Kaliningrad, vključno z depoziti na polici, je bilo proizvedenih 0,7 milijona ton olja. Pogoji za delovanje naftnih podjetij se zaradi geoloških značilnosti depozitov in parametrov proizvodnje poslabšajo pogoji za delovanje naftnih podjetij, kot je rast zalivanja in izdiha na depozite.
Posledično se pretok na obstoječih poljih zmanjša (od 69 sodov na dan v letu 2012 do približno 64,8 sodčkov na dan v letu 2016). Da bi ohranili proizvodnjo, je treba zagnati veliko več in globlje: povprečna globina se je povečala od leta 2012 do leta 2016 (od 2810 do 2972 \u200b\u200bm), skupni penetracija 5 let pa se je povečala za 22% (od 21187 na 25786 tisoč m). Hkrati se poveča tudi število GTM, ki so potrebni za zagotovitev ekonomsko ugodnih razprav - znesek GPU se je povečal za 1,4-krat v 5 letih.
Slika 2 - Spremembe obsega proizvodnje nafte 2011-2016. Največja rudarska podjetja, milijon ton
Slika 3 - Prispevek največjih podjetij na področju proizvodnje nafte v letu 2016, v%
Hkrati je Kin v Rusiji v povprečju približno 27-28%, srednjeročni potencial 32% -35% in višje. Vendar se lahko potencial doseže le v primeru uporabe naprednejših tehnologij, vključno z uporabo terciarnih metod izterjave nafte rezervoarjev, za to zahteva gospodarsko spodbudo. Vendar pa je predstavljena dinamika, po mnenju strokovnjakov, je mogoče ohraniti v primeru aktivnega sodelovanja pri razvoju težkih zalog nafte, saj je delež proizvodnje na novih področjih vzhodne Sibirije zanemarljiv (21%), in proizvodnja na zahodni Sibiriji Polja bodo v letu padla na 3-4%, pa tudi s povečanjem rasti zalog.
Povečanje rezerv nafte v letu 2016 je znašalo 575 milijonov ton, kar je 21,2% pod letom 2015 (730 milijonov ton) in preseglo sedanjo raven proizvodnje nafte za 41 milijonov ton, 7,7% (riž. Štiri).
Slika 4 - Rast zalog nafte v Rusiji
V zadnjih 25 letih ima obseg rezerv nafte nestabilno dinamiko. V obdobju od leta 1991 do 2004 je bilo v glavnem upoštevano zmanjšanje količine rezervatov nafte, in od leta 2005 se je začela stalna rast.
Hkrati pa raven povečanja zalog nafte, ki bi zagotovila razširjeno reprodukcijo surovine baze, t.j. presegel sedanji plen, dosežen je bil šele v letu 2008. Do tega, da je 14 let, tako imenovani "prehod" rezerv, tj, količina nafte rezervirane in zaloge nafte, pripravljenih za industrijsko izkoriščanje, ni nadomestilo ravni njihovega trenutnega zasega od podtalja.
V zadnjih letih se spremeni narava razmnoževanja surovine baze olja. Pri zrelih provincah nafte in plina, na novo odprte depozite in strukture predstavljajo majhne in najmanjše v zaloge nafte, ki so v zadnjih desetletjih podane glavno povečanje zalog v Rusiji. Struktura raziskanih rezerv nafte in plina se še naprej slabša.
Obstaja vodilni razvoj najbolj donosnih delov depozitov in depozitov. Novopravne rezerve so osredotočene predvsem na srednja in majhna polja in so v velikem delu težko obnoviti.
Na splošno je obseg težkih rezerv več kot polovico raziskanih zalog države. Trenutno stanje baze mineralnih virov ogljikovodičnih surovin je značilno relativno nizke stopnje razmnoževanja tekočih ogljikovodikov. Območi rezervirane rezerve te koristne mineralne ruske federacije za 1. januar 2017 je znašala 18340,1 milijona ton.
Primer celovite analize lastnosti težkega olja je lahko študija vzorcev prostorskih in kvantitativnih sprememb v lastnosti viskoznega olja. Študije lastnosti VN so bile izvedene za oljno oljsko ozemlje sveta. Na sliki, v kateri so rezultati geosonacije oljnega oljskega in plinskega ozemlja, je razvidno, da so porečji z viskoznim oljem razporejeni po naftnih in plinskih bazenih vsebuje izhod, ki je več kot 1/5 delov Skupno število bazenov na svetu. Večina bazenov z VN se nahaja v Eurasiji.
Analiza informacij iz baze podatkov je pokazala, da se večina sredstev viskoznega olja osredotoča med tri celine - Severna Amerika, Južna Amerika in Eurasijo. Tako se glavne zaloge VN (več kot 82%), ki so nameščene v zahodnih imenih (Kanada) in Orinocinasti bazeni (Venezuela). Rusija ima veliko viskoznih naftnih virov, kjer je njihov skupni delež več kot 11% svetovnih virov. Za ta ozemlja so prostorski vzorci nastanitve nameščeni še naprej.
Slika - 5. Postavitev naftnih in plinskih bazenov z viskoznim oljem na celinah, ki označujejo delež njihovih virov iz sveta
Tu se kot srednje razreda uporabljena vrednost srednje stopnje, in za naftne in plinske bazene z manj kot desetimi vzorci, se uporablja mediana vrednost. Nadzornik je nafta zahodna kanadska (Athasta depozit), Santa Maria, Los Angeles, Great Wallea Pools v Severni Ameriki, Maracaibo in Orinoisky NGB v Južni Ameriki, Timano-Pechora v Eurasiji in Kovine Gulf Gvineje in Saharo-Libyana Afrika. Na ozemlju Eurasije je najbolj viskozen olje Timano-Pechore in kaspijskih bazenov.
Kot je razvidno na kontinentih, se gostota v Eurasia viskozno olje nanaša na podrazred "olje s povečano gostoto", v Južni Ameriki - na podrazred "Super Heavy", in v Severni Ameriki - "bituminous". Glede na viskoznost evrazijske viskoznega olja je zelo viskozna, in v Ameriki - boljši. Glede na vsebino žvepla, HV je povprečje žvepla (1,3%) v Eurasiji in Južni Ameriki, asphaltene (3¸10%) v Eurasia in zelosfalten (\u003e 10%) v Ameriki, zelo odporni (\u003e 10% ). Pokazalo se je, da se na ozemlju Eurasije, viskozno olje v formacijah z višjimi temperaturami rezervoarja in tlakom po povprečni vrednosti kot v Ameriki.
Hkrati, za viskozno olje Eurasije, je značilna njegov globlji pojav - večina VN leži na globine do 2000 m, večina viskoznega olja Južne Amerike se pojavi le do 500 m, v Severni Ameriki, globina ozemljitve je še manj - do 400 m. Pokazalo se je, da se je pokazalo, da fizikalno-kemijske lastnosti EN razlikujejo glede na geografsko lokacijo - manj hude in viskozne, z manjšo vsebnostjo olja žvepla, Smole in asfaltini sta vn Eurasia. Tako je bilo ugotovljeno, da je za oljna območja kontinentov, ki je bil predhodno identificiran vzorec potrjen - spodnja globina pojava, manjša gostota in viskoznost v HV, koncentracije žvepla, smole in asfsalteni zmanjšujejo . Podobna odvisnost spremembe lastnosti VN je bila zaznana s spreminjanjem vrednosti temperatur rezervoarjev in pritiskov - višja je temperatura in tlak v formaciji, dejstvo je gostota, viskoznost, vsebnost žvepla, smole in asfaltini v PN.
Zato je treba najti nove načine iskanja, inteligence in razvoja ogljikovodičnih polj zaradi povečanja porabe nafte in povečanje rezerv težkega olja določa ustreznost študije fizikalno-kemijskih lastnosti in oljnega sestavka. Za izpolnitev teh študij se je razvila in razvija baza podatkov o kemiji nafte, z uporabo, ki je za več let celovita analiza lastnosti trdega očiščenega olja, odvisno od njihovega geografskega položaja, globine pojava, starost kamnin . S pomočjo kompleksne analize viskoznega olja so bili razkriti prostorski vzorci njegove distribucije. Tako je število naftnih in plinskih bazenov, v katerih je viskozno olje, znatno in je približno 1/5 skupnega števila bazenov v bazi podatkov. Ti bazeni se nahajajo na naftnih in plinskih ozemljih Eurasije, Afrike in Amerike, vendar predstavljajo večino v Eurasiji. Več kot 82% viscinskih rezerv nafte se osredotoča na ozemlja severne in Južne Amerike. Pokazalo se je, da se za oljna območja različnih lestvic (celina - država nafte in plinskega bazena) potrjujejo z identificiranimi vzorci - nižja je globina pojava in višja temperatura in tlak v tvorbi, the Manjša gostota in viskoznost v uvodu, koncentracije žvepla, smol in asfrakuma zmanjšujejo. Z uporabo primera sprememb v lastnostih ruskega, je prikazana inverzna odvisnost za koncentracijo parafinov v VN - nižja depozit in višja temperatura in tlak v tvorbi, upor parafinov poveča, kot je razvidno za zahodno sibirsko olje. Opredeljeni vzorci prostorskih sprememb v fizikalnokemičnih lastnostih viskoznega olja se lahko uporabijo za izboljšanje napovedi fizikalno-kemijskih lastnosti nafte na novo odprtih depozitov na novih ozemljih, pri izboljšanju geokemičnih metod za iskanje depozitov in pri reševanju drugih ciljev geologije nafte, v Posebej pri določanju optimalnih shem in pogojev prevoz nafte.
1.3 Osnova virov težkih zalog nafte PJSC Gazprom
Povečane rezerve (TRIZ) igrajo vedno večjo vlogo pri delu naftnih in plinskih podjetij. Na splošno, pod njimi pomeni rezerve tradicionalnih zbiralcev, ki imajo nizko gospodarsko učinkovitost pri razvoju z obstoječo raven tehnologije, razvoj in razpoložljivost razvitih ozemelj. NTC je razvil svojo klasifikacijo Triz, ob upoštevanju rudarskih in tehnoloških dejavnikov, ki se zapletujo.
V skladu s to klasifikacijo je približno polovico sedanjih rezerv GAZPROM NEFT težko obnoviti.
Za rast in ohranjanje visoke ravni proizvodnje Triz, je treba vključiti v razvoj. Eden od ključnih problemov NTC je iskanje in vrednotenje novih tehnologij za razvoj te kategorije zalog. NTC je ustvaril tehniko in programsko opremo, ki omogoča množične izračune za gospodarsko oceno Triz vpletenosti v rudarstvo, vključno z oceno učinka uporabe novih tehnologij, ob upoštevanju davčne režima.
Od leta 2011 je družba nadalje sodelovala pri razvoju približno 160 milijonov ton Triz, do leta 2020 pa je načrtovana, da podvoji to številko. Za učinkovito delo s Triz Gazprom Neft uporablja inovativne tehnologije, medtem ko vrtanje horizontalnih in multi-dolžnostnih vrtin, pa tudi z uporabo operacij večstopenjskega hidravličnega rezervoarja (v nadaljnjem besedilu "MGR).
Poleg tega GAZPROM NEFT vsako leto ima sektorsko znanstveno in tehnično konferenco o delu s težkimi rezervami.
Po rezultatih državnega pregleda, ki ga je izvedla Zvezna agencija za uporabo podzemlja, rezerve GAZPROM NEFT depozita v imenu Alexander Zhagrin v Avtonomnem Okrugu Khanty-Mansiysk se poveča na 31 milijonov ton ekvivalenta nafte. Zato je Komisija potrdila geološko napoved strokovnjakov na področju območja območja, ki določa predhodno predhodni izračun. Po trenutni klasifikaciji naftnih lokacij je depozit Alexander Zagrin povezan z veliko kategorijo.
Polje je bilo odprto konec leta 2017 na obetavnem licenčnem območju v okrožju Khanty-Mansiysk Avtonomna Okrug - UGRA.
Geološko raziskovanje dela na mestu licence v okrožju Kontinska-Mansiysk Avtonomna Okrug - UGRA vodi Gazpromneft-Hantos, hčerinsko podjetje Gazprom Neft. V najkrajšem možnem času v pogojih popolne avtonomije, seizmične raziskave so bile pripravljene in izvedene, je bil ustvarjen geološki model rezervoarja, iskanje in ocenjeno dobro je izvrtana v globini več kot 3 tisoč metrov. Pri testiranju glavnega perspektivnega predmeta prvega iskanja in ocenjevanja je bil prišel dotok brezvodnega olja z izračunano stopnjo pretoka 50 kocke. m na dan.
Podškodni depoziti so pomemben del rezerv, s katerimi se bo GAZPROM NEFT obravnaval v najbližji perspektivi. Dovolj je reči, da obstajajo podobni vloge na teh velikih področjih, kot so vzhodni Mesian in Novoportskoye, in takoj postane jasno: Uspeh tehnološkega razvoja programa, ki je bil sprejet leta 2016, bo imel na najbolj neposreden vpliv na razvoj podijev kazalniki podjetja.
Podgazovina depozite ali naftne palice so posebna vrsta rezerv, v katerih je plinski "pokrov" običajno pomemben nad oljno plastjo. Dela nafte in plina na takih poljih so povezana in povzroča različne težave pri razvoju.
Na primer, proizvodnja plina, ne da bi upoštevala njen vpliv na naftni del, pogosto vodi do izgube znatnega dela zalog. Preboj GASE na olje lahko dodatno proizvodnjo olja iz njega nemogoče. Poleg novega pristanišča in MONSOI, Pogasy Depoziti so v Umanskyju, Archingsky, novoletnih poljih "Gazprom NEFT", na vzhodni zemlji orenburške oljne in plinske kondenzat, Kuyumba in Chon, kot tudi na nekaterih sredstvih, ki se razvijajo v povezavi z Novatekom (Yaro-Yakhinskoe, Samburg Polja). Poleg tega so na oljni izviri prisotni na številnih depoziti Gazproma (Polar, Urengoy, Orenburg, En-Yakhincoe, Chayandinskoye, Pertsovoy), in materno podjetje privablja GAZPROM NEFT, da izvede delo na oljnem delu.
Zaloge vrste podgretih vlog lahko dopolnjujejo osnove virov naftnih in plinskih podjetij ter med razvojem plinskih polj "maščobnih" z visoko vsebnostjo kondenzata plina: v procesu proizvodnje lahko tekočina faza začne izstopati , ki tvori oljni škropljenje.
Po drugi strani pa na področju lahkega olja, z visoko vsebnostjo plina, raztopljenega v njem, ko se lahko spremeni sprememba tlaka v proizvodnem procesu, se lahko oblikuje tehnološki pokrov plina, kot je zlasti prišlo v novem letu.
Skupne nadomestljive rezerve nafte in kondenzata v podijevih depozitih GAZPROM NEFT presegajo 500 milijonov ton. Od teh je mogoče le približno 300 milijonov ton izkopati z uporabo tradicionalnih tehnologij. Še več kot 200 milijonov ton nafte v podjetju upa, da se bodo odpravili zaradi izvajanja novega tehnološkega programa, ki so jih razvili zaposleni v Znanstvenem in tehničnem in tehničnem centru GAZPROM.
Do nedavnega, Pogasnaya Depoziti niso uživali v velikem povpraševanju med ruskimi naftnimi delavci.
Razlog za to je v različnih značilnostih takih rezerv, ki se opolnjujejo razvoj in določanje njihovega statusa, kot je težko izterjati. Dovolj je, da na primer, da, za razliko od tradicionalnih naftnih polj v depoziti na stopničkah nafte, praviloma, dve premeščevalni agenti sočasno delujejo: dno je voda, plin pa je od zgoraj. To otežuje napoved izterjave nafte in oblikovanja vodnjakov, saj je treba upoštevati več parametrov.
Vendar pa je glavni problem pri razvoju pogase depozitov izjemno negativno vplivati \u200b\u200bna njihovo dobičkonosnost - preboje plina na vodnjak. Da bi jih izognili ali zavlačevanju, je treba depresijo v vodnjaku hraniti na relativno nizki ravni. To omogoča, da na koncu poveča koeficient ekstrakcije nafte (KIN), vendar negativno vpliva na razpravo, ki je neposredno odvisna od količine depresije na rezervoarju.
Proizvodnja v tem primeru je lahko nedonosna. "Razvoj večine oljnic" GAZPROM NEFT "je nemogoče ohraniti tradicionalne metode, ki ne omogočajo plina prebojem in ohranjanje pozitivnega gospodarstva," je dejal vodja znanstvene in metodološke podpore geologije in razvoj novih sredstev - rešitev za Problem je lahko povečanje razmerja pokritosti. "
Zato so vodnjaki na takšnih depozitih več in večji. To vam omogoča, da povečate območje pritoka, hkrati spuščate depresijo na rezervoarju in vzdržujte sprejemljive količine proizvodnje.
Za spopadanje z neprijetnim plinskim faktorjem pomaga pri nadaljnji perspektivni tehnologiji - naprave za nadzor dotok, ki so sestavljene iz daljinsko vodenih ventilov in merilnih sistemov za zakol. Omogočajo vam, da omejite dotok olja v vodnjak in tako preprečite preboje plina, in če je še vedno prišlo do preboja, omogočajo odrezanje problematičnih območij debla.
Da bi umaknili projekt za razvoj podijevih depozitov v Plus, je možno tudi z optimizacijo stroškov vrtanja in infrastrukture. To omogoča zmanjšanje vračalnih obdobij in ustvariti dobiček za krajši čas, medtem ko plin in voda nimata časa, da bi prišli do vodnjaka. Pri razvoju depozitov, ki imajo del nafte in plina, je pomembno, da pravilno določite prednostne naloge: ali bo prišlo do učinkovitejšega nafte ali plina, ali pa bi jih bilo treba izdelati hkrati.
Ključni parametri so tako imenovani M-faktor (razmerje med plinom in naftnimi deli) in debelino oljnega škropila. Če je M-faktor visok, je, da je plin na polju opazno večji od olja, debelina oljne plasti ni velika (manjša od 9 metrov), praviloma bi morala biti vložena v korist proizvodnje plina .
V primeru močnejšega oljnega valja, proizvodnje nafte in plina svinec hkrati. Relativno majhen plin kaže, da je prednost dati nafto. V svetovni praksi pri razvoju nafte v 63% primerov, je bila izbira v korist prednostne proizvodnje nafte. Na 24% depozitov je bilo nafte in plina ob istem času, in le v 13% primerov je bilo le plin.
V nasprotju z domačimi naftnimi podjetji svetovne voditelje industrije že nihče desetletje vodi proizvodnja nafte iz podijevih depozitov. V tem času smo pridobili precejšnje izkušnje za boj proti prebojnicam za plin: ta uporaba horizontalnih in multi-well wells, aktivni in pasivni sistemi za nadzor pretoka na wellbore, injiciranje v rezervoar različnih kemičnih sestavkov.
Na primer, na področju Oseberg v Severnem morju je Statoil zgradil horizontalne vrtine do 2,5 km dolge in uporabljene tudi "inteligentne" sisteme za nadzor dotoka. Na polju Shaybah v Savdski Arabiji, "Fishbons", ki imajo do 10 stebel s skupno dolžino do 12 km. Nadzorni sistemi pritoka so bili uporabljeni na polju Troll v Severnem morju. Različne možnosti za vzdrževanje tlaka rezervoarja z injiciranjem vode in plina so testirale Petrone na depozitu Samaranga v Maleziji. Na številnih depozitih, vključno z Rusijo, je bila uporabljena pregradna poplava.
Pri ameriških depozitih (severovzhodna dvorana in Byron), injiciranje polimerov na oljni vzmeti je zagotovilo povečanje KIN na 13%. Uporaba penjenja sestavkov na depozit Snorre je omogočila zmanjšanje faktorja plina za 50% do 6 mesecev. Kar zadeva GAZPROM NEFT, medtem ko je družba dosegla največji uspeh pri razvoju vrtalnih tehnologij, ki pomagajo prejemati ekonomsko donosno stopnjo pretoka olja.
Govorimo o gradnji razširjenega vodoravnega, pa tudi z multi-dolžnostmi. Tako je dobro izvrtana z dvema kim horizontalnim sodom, kot tudi dvojno valjani vodnjaki, ki se vrti v polju Novoporta. Na vzhodno mesianskem področju, podjetje povečuje gradnjo "favice" s številnimi vejami. Obstaja že štiri takšne vrtine. Povprečna skupna dolžina njihovih horizontalnih debel z "procesom" je približno 2500 metrov.
Med glavnimi izzivi pri razvoju podgasja vlog na podlagi sredstev GAZPROM, je sprejeti program tehnološkega razvoja dodeljuje potrebo po povečanju izkušenj pri ustvarjanju integriranih modelov na terenu, kot tudi o uporabi različnih sistemov za vzdrževanje tlaka rezervoarja, za izboljšanje uporabljene Modeli za napoved faktorja plina, izboljšanje opreme za geofizikalne raziskave v pogojih plinskega priliva v vodnjaku.
Pomembna naloga v okviru programa bo izbor najprimernejših oblikovalcev vrtin, odvisno od rudarskih in geoloških razmer, pa tudi na metode testiranja za povečanje obnovitve nafte (v nadaljevanju MUN), ki lahko zaščiti pred prebojem plina ( Injekcija različnih gelov, polimernih sestavkov, peresnika itd.).
Ker z visoko vsebnostjo plina v nafti, uporaba za dvigovanje električnih centrifugalnih črpalk s plinskimi separatorji postane neučinkovita bodisi za izboljšanje teh agregatov, ali da jih zavrne v korist plinskega dvigala metode.
18.10.2017
Vir: Preneft Magazine.
V tem članku, koncept razvoja težko odterjavo rezerve konformnih oljnih sporm, velja zaradi polja East Mesmanskoye, ki je danes najbolj severno glavno naftno polje v Rusiji. Poleg glavnega cilja razvoja rezervoarja PC1-3, ki sprejme pomembne rezerve nafte in plina, potencial nafte in plina na tem področju, je nameščen v depozit. Kompleksna strukturna-tektonska struktura regije je privedla do oblikovanja obetavnih pasti tako tektonsko in litološko zaščitena. Težave, povezane z značilnostjo plast plasti in izvajanje razvojnega koncepta zahtevajo različne tehnološke rešitve.
Težave
Primer obetavnih pasti na polju je predmeti bloka 4 ( sl. eno), namenjeno območju lokalnega zmanjšanja strukture, ki jo povzroča vrsta velikih tektonskih motenj, ki so nastale graben. To je na območju Grabene ( glej sl. eno) Osredotočite se na 25 plasti z majhnimi plinsko-monefilnimi depoziti in majhno debelino brizgalk, ki je večinoma namenjena ločenim blokom (le 40 depoziti, od tega 22-olje, 12-plin in 6 plina).
Sl. 1. Strukturni model polja East Mecoyakha ( zvezek), Blok 4 z ločenimi bloki ( b.) in produktivne plasti bloka 4 ( v)
Naloge razvoja naslednjih metod večdimenzionalnih vlog so povezane z gospodarsko učinkovitostjo rezervacij rezervatov in tehnologijami testiranja njihovega ekstrakcije. Za uvedbo bloka 4 predmetov v celotnem razvoju, blok diagram STRATA njihove konceptualne zasnove ( sl. 2. \\ T).
Sl. 2. Postopek oblikovanja razvojnih naprav za blok 4: \\ t
GDM - hidrodinamični model; PPD - vzdrževanje tlaka rezervoarja; GS - horizontalne vrtine; MZG - več horizontalnih vodnjakov; Ore - istočasno ločeno delovanje; ODA - Pilot Industrial Work
Pri ustvarjanju koncepta razvoja naftnega polja po določitvi velikosti in osnovnih geoloških in fizičnih parametrov oblikovanja je treba rešiti nalogo razvrščanja dodeljenih predmetov razvoja in predhodne ocene pričakovane produktivnosti vodnjakov in donosnosti podatkov Razvoj predmetov. Med ocenjevanjem prednostnih nalog razvojnih objektov so bile premišljene plasti z oljnimi rezervacijami kategorije C1, pri čemer so bili predmeti izračuna vloge vsake tvorbe.
Prednostjo razvojnih objektov je določila metoda superpozicije, ki temelji na treh metodah (analitični koeficient, analitični in gospodarski, numerični izračun na tekočih progah).
Prednostno razvrščanje predmetov
Metoda analitskega koeficienta
1. Izračun koeficienta pri izbiri po formuli
kje k. - prepustnost, določena v skladu s podatki geofizikalnih študij vodnjakov; Δ. r. - tlak kapljic med rudarskimi in injekcijskimi vrtinami; μ - Viskoznost olja v pogojih rezervoarja.
2. Izračun relativne diskontne stopnje formule
kje K. S.O.Max je najvišji koeficient stopnje izbora.
3. Izbira predmetov po vrednosti znižanih rezerv za premikanje olja, opredeljenih iz izraza
kje Q. P - Premične zaloge olja
Tehnična in gospodarska metoda
1. Iskanje začetnega pretoka olja z enostavno tovarno z masotne formule
kje L. - dolžina elementa razvojnega sistema; W. - razdalja medkresije; h. N je debelina nasičene nafte plasti; r. w. - polmer dobro.
2. Opredelitev koeficientov proizvodnje nafte
Padec brebit q. pravočasno t. V skladu z eksponentnim pravom: q.(t.)=q. 0 e. – D. T. (D. = q. 0 /N. Koeficient padca PW - padec padca; N. PW - Akumulirana proizvodnja vzdolž vodnjaka). V to smer N. PW je enak mobilnim rezervatom
3. Izračun neto diskontiranega dohodka na vodnjak za vsak predmet razvoja s formulo
kjer FCF W ( t.) - Čisti denarni tok, v najpreprostejši obliki FCF W.(t.)= q. 0 e. –DT. str. opomba. ;
p ON. - neto cena nafte minus NPPI; r. - normalen (neprekinjen) koeficient diskontiranja; c W. - posebne kapitalske naložbe v vrtanje in izgradnjo lokalnih objektov; θ - stopnja davka na dobiček.
4. Razporeditev predmetov v smislu velikosti CDD (7) \\ t
kje N P. - premičnine predmeta razvoja.
Izračun trenutnih linij
1. Nastavitev parametrov oblikovanja in razvojnega sistema. Za izračune GP programa izvaja metodo trenutne linije za določitev proizvodne dinamike.
2. Izračun dinamike olja, tekočine, vbrizgavanja vode
3. Izračun CHDD.
4. Razporeditev predmetov v smislu vrednosti CHDD.
Po izračunih so tri metode pridobile histogram, ob upoštevanju prednostne naloge predmetov ( sl. 3.). Na tej stopnji lahko dodelite obetavne predmete, ki bodo ključnega pomena pri razvoju celotne enote.
Sl. 3. Histogram prednostne prednosti razvojnih predmetov, dokončanih na podlagi izračunov za tri različne metode
Z nizkimi vrednostmi indeksa donosa, PI v predmetih dodatno izračunamo možnost oblikovanja oblikovanja s spreminjajočimi se kapitalskimi naložbami v vrtanje celotnega vodnjaka (vključevanje naftnih rezerv z vrtanjem GS in MZHS). Dodeljevanje predmetov na superpoziciji rezultatov metod, ob upoštevanju možnosti uvedbe oblikovanja nastajanja, je podan na sl. štiri.
Sl. 4. Končna prednostna razvrstitev predmetov
Ob upoštevanju možnosti uporabe MZHS in uporabe rude, vse objekte, ki se obravnavajo, razen za BU6 3. Celotna prednostna naloga oblikovanja je določena: Glavni predmeti so B13 1, MX4, MX8-9, BU6 1 + 2, BU8, BU10 1, BU10 2, predmeti sprejem - PK20, PK21, MX4, BU7, BU9, BU10 1, B12 2.
Optimizirati stroške razvoja predmetov, je bila upoštevana možnost združevanja plasti v en operativni objekt. Merila za takšno združenje ustrezajo PC20 in PC21 plasti. Priporočeno je naslednje: tvorba sistema volilnega razvoja s poševnim usmerjenim vodnjakom ali MZHS; Razvoj PC20-21 plasti kot en sam predmet; PC22 rezervoar - vrnitev ali neodvisna dobro temelj. Na podlagi dejstva, da imajo filtriranje in kapacitivne lastnosti (FES) podmornic, ki jih obravnavajo, dokaj veliki širjenje, kot tudi precej visoka stopnja negotovosti, so bili pridobljeni sektorski modeli sektorskih modelov pred izgradnjo hidrodinamičnih modelov v celoti Upoštevajte razpone sprememb geoloških in fizikalnih značilnosti nastajanja. Ustvarili so motorne modele s štirimi matrikami. Parametri, kot so globina pojava, poroznost, nasičenost nafte, pesek, začetni tlak rezervoarja, viskoznosti olja, je bila sprejeta s tehtano povprečje za obravnavano skupino. Sektorski modeli so razlikovali z oljno nasičeno debelino HN, razmerjem z oljno nasičeno debelino na plin, nasičen Hg ali v vodotok, ki je nasičen HB, parameter KΔp / μ, kot tudi razdaljo med vodnjaki z enim -Row razvojni sistem. Pred izračunom vseh različic modelov so bili določeni optimalni načini delovanja vodnjakov in njihove lokacije v kontekstu, odvisno od debeline nasičene nafte.
Tako je po izračunih sektorskih modelov stabilnostne matrike tehnične in gospodarske rešitve zgrajena z različnimi geološkimi in fizikalnimi značilnostmi predmetov ( sl. pet).
Sl. 5. Matrica stabilnosti tehnične in gospodarske rešitve za različne geološke in fizikalne lastnosti predmetov
V prihodnosti, ki ocenjuje obseg geoloških parametrov negotovosti za vsak depozit, je bila sprejeta odločitev za izgradnjo celovit hidrodinamičnega modela, ki temelji na stabilnosti dobičkonosnosti razvoja objektov. Rezultati ocene dobičkonosnosti v analitičnih izračunih in modeliranju sektorja so navedeni v tabela. enokjer so glavni predmeti razvoja, ki so kasneje prevzeli gradnjo polnega GDM.
| Predmet | Block. Dobro |
Kategorija rezerve Oil. |
Dobičkonosnost Glede na rezultate |
Nujnost Stavba 3D GDM. |
Opomba | |
| Analitich-h. Izračuni. |
Sektor Moder-j. |
|||||
| PC 20. | 50, 132 | C 1 + C 2 |
✔ |
= |
✔ |
Upoštevanje skupnega delovanja predmetov |
| PC 21. | 50, 132 | C 1 + C 2 | ✔ | ✔ | ✔ | Majhna h ef.n. |
| MX 1. | 50, 132 | Z 1. | = | ✘ | ✘ | Majhna h ef.n. |
| MX 4. | 50, 132 | C 1 + C 2 | = | ✘ | ✘ | |
| MX 4. | 33 | C 1 + C 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| MX 8-9. | 50, 132 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✔ | |
| MX 8-9. | 33 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 (1 + 2) | 50, 132 | C 1 + C 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 (1 + 2) | 33 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 6 3. | 50, 132 | C 1 + C 2 | ✘ | ✘ | ✘ | |
| BU 7. | 33 | C 1 + C 2 | = | ✔ | ✔ | |
| BU 8. | 33 | C 1 + C 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 9. | 41 | Z 1. | = | ✘ | ✘ | Majhna h ef.n. |
| BU 10 1. | 33 | C 1 + C 2 | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 10 2. | 33 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✔ | |
| BU 10 2. | 41 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✘ | Sistem volilnega razvoja |
| BU 12 2. | 50, 132 | C 1 + C 2 | = | ✔ | ✘ | Majhna h ef.n. |
| BU 13 1. | 38 | Z 1. | ✔ | ✔ | ✔ | |
Opombe. 1. h. EF.N - Učinkovita debelina nasičene nafte.
2. \u003d - visoka tveganja pri razvoju predmeta.
Prisotnost mizarskih zemljevidov na nasičeni debeline nafte, prepustnosti in kartic debeline (nasičenega / nasičenega nafte plina) omogoča, da dobite kartico stroškovno učinkovitih območij vseh motenj, ki jih obravnavajo in ga uporabite brez izračuni na polnih modelih. Dodatna prednost uporabe modelov sektorskih modelov v primerjavi s celovito izračunami je stopnja odločanja o izvedljivosti vrtalnih vrtin po spremembi geološke strukture depozitov.
Za podrobno oceno profila proizvodnje in donosnosti predmetov je bila zgrajena 3D GDM na 10 plasti. Na podlagi izračunov na celotnem kazalnikih GDM in tehničnih in gospodarskih uspešnosti se oblikujejo osnovne možnosti za razvoj zmogljivosti z možnostjo uporabe MZHS in ORE tehnologije. Nato optimizacija predmetov za razvoj predmetov, ob upoštevanju stroškovno učinkovitih con, ki so bile dodeljene na podlagi naslednjih podatkov:
Ekonomske kazalnike razvoja po rezultatih modeliranja sektorja (odvisnost NPV iz FES);
Rezultati analize profila olja / plina / vode / vode do dobro, pridobljenega na polnem GDM;
Prisotnost glinenih skakalcev med plinom in oljem (stik).
Primer optimizacije razvojnega sistema z variantami za objekt BU6 1 + 2 v območju raziskovanja SC. 33 sl. 6..
Sl. 6. Lokacija vodnjakov za razvojne možnosti:
zvezek - obvladovanje predmetov z rednim razvojnim sistemom;
b. - prilagodljiv razvojni sistem, ob upoštevanju namestitve vodnjakov na stroškovno učinkovita območja;
v - Sistem razvoja volitev, ob upoštevanju postavitve vodnjakov v stroškovno učinkovite cone brez PPD
Po povečanju stroškovno učinkovitih območij je bila osnovna razvojna varianta prilagojena tako, da se vodnjaki ne nahajajo v nedonosnih odsekih depozitov.
Ekonomski kazalniki so bili izračunani s posebnimi začetnimi podatki (popust 15%) in so predstavljeni kot pozitivni ali negativni NPV.
Ob upoštevanju opredelitve tehničnih in ekonomskih kazalnikov razvoja ta objekt priporoča volilno umestitev vodnjakov brez PPD, saj je s takim scenarijem, je največja vrednost NPV izpolnjena.
Podobno so vsi predmeti obravnavali optimizacijo razvojnih sistemov, ob upoštevanju prisotnosti stroškovno učinkovitih con. Pri oblikovanju razvoja večdimenzionalnih depozitov je večnamenski sistem pomemben za oceno možnosti tehničnega izvajanja te tehnologije. Treba je rešiti naslednja vprašanja:
Sposobnost združevanja oblikovalskih namenov različnih predmetov v eno več dobro;
Možnost preusmeritve ciljev projekta, ki je povezana s problemi tehničnega izvajanja;
Oblikovanje večdnevnih vrtin iz faze 1 Bush platforme (PK1-3 objekt);
Simulacija profilov za dobro počutje in izračun tehničnega izvajanja;
Izbor in obračunavanje ravni zaključka večnamenskega vodnjaka na njegovem profilu;
Izbira prednostnih vrtin za vrtine za ODA;
Ocena stroškov vrtin za različne variante razvojnih in šušnih shem.
Pripravljalno delo pred modeliranjem je bila določitev največje možne dolžine vodoravnega dela za vsak predmet v smislu vrtanja. Kot osnovi izračunov so bile sprejete te predhodne šumenje bloka 4 predmetov MX in BU.
Nato se določi možnost vrtanja vodoravnih kovčkov različnih dolžin, so sprejeti povprečni parametri na profilu, pridobljeni med šumenje, sprejeti. S simulacijo dobro vrtanje z različno dolžino horizontalnega odseka, omejitve tehničnega izvajanja vrtanja, možnost prenosa tovora na dleto. Klasifikator za vrtanje tehnologij, odvisno od dolžine vodoravnega dela debla, je podan v tabela. 2. \\ T. Vključuje blagovno znamko jeklene vrtalne cevi, razred cevi, CNBK, vrsto rešitve.
| PLAST. | Povprečje Dolžina Barrel, M. |
Povprečje Globina po Vertical, M. |
Soba Dobro Za izračune |
Classifikator vrtalnih tehnologij Odvisno od dolžine HS, m |
||
| 1200 | 1500 | 2000 | ||||
| BU 6 1 + 2 | 4053 | 2114 | 106 | G; P; PC / RUS; Ruo. |
G; P; PC / RUS; Ruo. |
S; P; Rus; Ruo. |
| BU 7. | 4251 | 2171 | 26 | G; P; PC / RUS; Ruo. |
S; P; Rus; Ruo. |
Zložljivo 89 Tools. |
| BU 8. | 3859 | 2220 | 7 | G; P; PC / RUS; Ruo. |
G; P; PC / RUS; Ruo. |
S; P; Rus; Ruo. |
| BU 10 1. | 4051 | 2269 | 1 | G; P; PC / RUS; Ruo. |
S; P; Rus; Ruo. |
Zložljivo 89 Tools. |
Opomba. G / s - Znamka jeklene vrtalne cevi; P - razred cevi; PC / RUS - vijak na dnu motorja / rotacijski krmilni sistem; RUO - vrtalna scena na osnovi ogljikovodikov.
Prva faza dela je ustvarjanje modela za grmenje in pridobivanje prvotnih koordinat vodnih ciljev. Model ureditve je bil izdelan pri oblikovanju oblikovanja faze 1 objekta PK1-3 - nadplastnega sloja na plitki globini, katere značilnost je gosta postavitev ciljev.
Glede na rezultate raziskav in topografskih in infrastrukturnih omejitev je bil končni rezultat prilagojen oblikovalski položaj faze 1 bush pijače. Nadaljnje delo je bilo izvedeno ob upoštevanju vezave novih oblikovalskih vrtin na rezervne dele faze 1. \\ T
Cilji oblikovalskih vodnjakov bloka 4 za vsako vodnjak za vsak predmet skupaj s predlogi za združevanje ciljev za različne predmete v enem vodnjaku so bili opredeljeni. Simulacija sheme šumenja je bila izvedena v specializiranem PC DSD Wellplanning.
Zaradi potrebe po vezanju projektnih vrtin na BLOGE kroglice PK1-3 predmeta je bila izvedena dobro profiliranje. Sprva je bil glavni prtljažnik simuliran, nato pa je vezava drugega debla zavezujoča na glavno, tj. Združevanje ciljev v eni vodnjak.
Ker obstaja variabilnost zavezujočega glavnega debla na tleh iz faze 1, je bilo delo izvedeno z iterativnim načinom, da se zagotovi možnost tehničnega izvajanja in zmanjšuje kroglice vzdolž vodnjak.
Nato, na podlagi geoloških predpogojev, so bili določeni prednostni vzmeti od stopnje ODR, vključno z oblikovalskimi vodnjaki z največjimi izmenljivimi rezervami in preprostimi wellbore trajektorijami.
Zaradi pristopa, opisanega v članku, je bil pristop k izbiri celostnih strukturiranih skupin razvojnih sistemov lahko vključeval približno 80% rezerv v obsegu naslednjih rezervoarjev, ki so bili predhodno ovrednoteni kot neodvisni nedonosne predmete.
Posledično je bil ta kompleks dela izveden na treh razvojnih možnostih (realističen, optimističen in pesimističen), od katerih je vsaka razdeljena na drugo vzrejo z izgradnjo večstranskih vrtin in samotnega porušenja vodnjakov.
Po rezultatih modeliranja šumenja so bili pridobljeni naslednji podatki:
Koordinate točk zakola in vnos rezervoarja za vsak cilj, razen njihovega križišča v procesu vrtanja;
Profilni parametri za vsako dobro opisujejo glavne značilnosti za oceno oblikovanja in vrednosti vsakega vodnjaka;
Rezultate nekompometnosti za vsako stran vodnjaka;
Postopek za vnos vodnjakov na avtobus za izračun grafa vhodnega in proizvodnega profila.
Ti podatki so bili uporabljeni za izračun krivulj vnosa vrtin, produkcijskih profilov, ki upravičujejo prednostne poppetove uradne razvojne pomoči, ekonomske ocene razvojnih možnosti.
Tehnični in ekonomski kazalniki za obravnavane variante razvoja bloka 4 predmetov so podani v tabela. 3..
| Parametri | Gs. | MZGS. (2 dvigala) |
MZGS. (1 dvigalo) |
| Število vodnjakov za vrtanje, vključno z: \\ t | 61 | 50 | 50 |
| Mining. | 42 | 34 | 34 |
| Injection. | 19 | 16 | 16 |
| Kapitalske naložbe, SL. Ud. | 2055 | 1733 | 1715 |
| NPV (popust 10%), SL. Enote. | 1724 | 2082 | 2053 |
| Pi | 9 | 2,3 | 2,3 |
| NPV (popust 10%), SL. Enote. |
1185 | 1524 | 1507 |
| Pi | 1,6 | 2,0 | 2,0 |
Opomba. Obdobje razvoja oblikovanja - 2017-2053.
Rezultati dela, opravljenega ob upoštevanju tveganj na vrtanju vrtalnic, so določitev območij uradne razvojne pomoči v stroškovno učinkovitih conah pri razvoju obeh GS in MZHS z uporabo tehnologije rude in izvajanju raziskovalnega programa . Koncept zagotavlja tudi optimizacijo dobro ožičenja s projiciranih platform iz glavnega predmeta PC1-3. Na začetku celovitega razvoja ali uradne razvojne pomoči v primeru spremembe geološke strukture depozita, predlagani pristop k določanju stroškovno učinkovitih območij omogoča prilagoditev strategije za razbijanje večdimenzionalnih depozitov, ne da bi obnovili polno Geslo in hidrodinamični modeli. Poleg tega rezultati analitičnih tehnik in modeliranja sektorja omogočajo iskanje optimalnih rešitev pri spreminjanju začetnih gospodarskih kazalnikov, vključno s stroški kapitalskih naložb v dobro vrtanje.
1. Zaradi pristopa, opisanega v členu, je pristop k izbiri celovitih strukturiranih skupin razvojnih sistemov uspel vključevati približno 80% rezerv v stroškovno učinkovite nastajanja, ki so bile predhodno ovrednotene kot neodvisne nedonosne predmete.
2. Kot del koncepta razvoja blokov 4, je bila izvedena razvrstitev oblikovanja, so bili opredeljeni prednostni razvojni predmeti, kot tudi predmeti sprejem.
3. Za območja, čiste naftne depozite po tvorbi bloka 4, je na voljo na stopnji ODA o stopnji tehnologij, ki uporabljajo GS, MZGS, ORE in Multi-hodni hidravlični rezervoar, za vodne žonglične cone - tehnologije z uporabo GS, MZHS in ORE.
1. Tehnološka shema za razvoj vzhodno mesmansky nafte in plin kondenzat Polje: Poročilo o raziskavah v 3 t. / CJSC Messoyakhantegaz, LLC Gazpromneft-razvoj, OOO Gazpromneft Znanstveni in tehnični center. - Tyumen: 2014.
2. KARRAKOV V.A. Določanje optimalnega števila platform Bush pri oblikovanju razvoja depozitov // SPE 171299-EU. - 2014.
