Problémy rozvoja ropných polí s ťažko dobývateľnými zásobami. Ťažko vymáhateľné rezervy a základné riešenia

Ťažko vyťažiteľné zásoby ropy (TIZ) - zásoby ložísk (polia, rozvojové objekty) alebo časti ložiska, ktoré sú relatívne nepriaznivé pre ťažbu geologickými podmienkami výskytu ropy a (alebo) jej fyzikálnymi vlastnosťami. Na výrobu TIZ sú potrebné zvýšené náklady na materiál, Peniaze, práca, netradičné technológie, špeciálne nesériové zariadenia a nedostatkové reagencie a materiály.
Iné ťažko obnoviteľné zásoby ropy (konkrétne: vysokoviskózna ropa; ropa z nádrží s počiatočnou nízkou saturáciou oleja; ropa s vysokým saturačným tlakom, blízkym počiatočnému tlaku v nádrži, a minimálnym výronovým tlakom, výrazne nižším ako tlak bublinového bodu; spodný plynový olej pod spodnou vodou; nakoniec oleje z malých ropných ložísk so zle definovanými hranicami) vyžadujú návrh komplexných kombinovaných procesov získavania ropy: adaptívny vývojový systém, selektívne vstrekovanie vytesňovacieho činidla, kombinácia stacionárnosti a nestability vstrekovania, striedavého vstrekovania, zlepšeného zaplavovania vodou, zaplavovania polymérom, zaplavovania plynom, ako aj vstrekovania chladiacej kvapaliny; s využitím hĺbkovej perforácie, hydraulického štiepenia, rôznych kombinácií vertikálnych, plytkých a horizontálnych vrtov, ako aj jedľových vrtov, rôznych združovaní ropných ložísk do výrobných zariadení.
Nárast ťažko vyťažiteľných zásob ropy v krajine robí obzvlášť skutočný problém tvorba a aplikácia nových efektívnych technológií pre zodpovedajúce geologické a fyzikálne podmienky, využívanie pokročilejších metód na ich modelovanie a vývoj.
Rozvoj ťažko obnoviteľných zásob ropy horizontálnymi systémami vrtov umožňuje znížiť počet vrtov potrebných na rozvoj zásob 2-3 krát.
Väčšina ložísk obsahuje ťažko vyťažiteľné zásoby ropy (nepriaznivé geologické podmienky výskytu ropy alebo jej vlastnosti), ktorých výroba si vyžaduje zvýšené materiálové a finančné náklady, prácu, nekonvenčné technológie, špeciálne nesériové zariadenia a vzácne reagencie. a materiálov.
Na zintenzívnenie rozvoja ťažko obnoviteľných zásob ropy z medzivrstvy uhoľných vrstiev Novochazinskej oblasti v oddelení ťažby ropy a plynu Yuzharlanneft v roku 1984 boli vo výrobnom závode IX zorganizované nárazové centrá. Technológia tohto typu zavodnenia spočívala v tom, že boli usporiadané odbery vody na selekciu slanej formačnej vody z vodonosnej vrstvy formácie C-VI. Táto voda sa čerpá do vstrekovacích vrtov elektrickým odstredivým čerpadlom.
V ložiskách s ťažko dobývateľnými zásobami ropy sa pozoruje mimoriadne zložitý mechanizmus vytláčania ropy, spojený so súčasným vplyvom mnohých faktorov, ako sú kapilárne javy, viskózne sily, fázové prechody v kombinácii s vrstevnatou heterogenitou.
Rozvoj zariadení s ťažko vymožiteľnými zásobami ropy, samozrejme, ovplyvňuje technicko-ekonomické ukazovatele rozvoja.
Hoci sa úloha a význam ťažko vyťažiteľných zásob ropy v celkovej bilancii ťažby ropy v krajine bude v budúcnosti zvyšovať, absolútne úrovne ťažby ropy v dohľadnej dobe budú stále určovať vysoko produktívne zatopené ložiská, tzv. ktorej vývoj sa uskutočňuje metódami zavodňovania v rôznych modifikáciách a kombináciách.
V Rusku sú miliardy ton ťažko obnoviteľných zásob ropy, ktoré už boli preskúmané, ale ešte neboli zaradené do komerčného rozvoja.
V súvislosti s nárastom podielu ťažko vyťažiteľných zásob ropy v krajine sa stáva obzvlášť naliehavý problém zvýšenia efektívnosti prevádzky vrtov na poliach nenewtonských (abnormálne viskóznych) olejov. Pri rozvoji takýchto polí je prevádzka vrtov komplikovaná prejavmi anomálií vo viskozite a pohyblivosti ropy, tvorbou asfaltovo-živicovo-parafínových usadenín, zvýšenou korozívnosťou produktov vrtov a je sprevádzaná výrazným poklesom produktivita výroby a injektivita injektážnych vrtov. Úspešnosť riešenia tohto problému do značnej miery závisí od vývoja a implementácie nových chemických činidiel a zložení procesných tekutín vo všetkých procesoch výroby ropy bez výnimky, od otvorenia produktívnej formácie až po konzerváciu alebo opustenie vrtov. V tomto smere sa už niekoľko rokov pracuje na Katedre rozvoja a prevádzky ložísk ropy a zemného plynu Štátnej technickej univerzity Petroleum v Ufe pod vedením a za priamej účasti autora správy.
Pole Stepnoozerskoye ukázalo, že je možné priviesť ťažko obnoviteľné zásoby ropy do aktívneho rozvoja pomocou najnovšie technológie a vrtné technológie, vývojové systémy, intenzifikácia ťažby ropy a uplatňovanie vylepšených metód získavania ropy.
Obnova zvyškových alebo novozavedených ťažko obnoviteľných zásob ropy je spojená s výraznými komplikáciami v procesoch rozvoja nádrží, výstavby a prevádzky vrtov.
V posledných rokoch narastá podiel ťažko vyťažiteľných zásob ropy, sústredených v málo priepustných ílovitých terigénnych ložiskách, pri vývoji ktorých sa priepustnosť ešte viac znižuje a filtračné vlastnosti produkčných útvarov sa zhoršujú. Zhoršenie filtračných vlastností zóny tvorby dna (BHZ) je spôsobené vyzrážaním rôznych reakčných produktov po vstrekovaní chemických činidiel, zvýšením nasýtenia hornín vodou a znížením fázovej permeability pre ropu. Jednou z hlavných úloh pri ťažbe ropy z týchto nádrží je preto obnova a zlepšenie filtračných charakteristík zóny tvorby dna.
V súčasnosti pri rozvoji ťažko vyťažiteľných zásob ropy smeruje úsilie vedcov k vytváraniu technológií, ktoré zabezpečia zvýšenie konečnej produkcie zásob ropy zlepšením pokrytia zásob pôsobením, čo potvrdzujú aj nasledovné údajov.

Zvyšovanie efektívnosti rozvoja nádrží s ťažko vyťažiteľnými zásobami ropy (TORR) sa v súčasnosti stáva prvoradým významom pre ropný priemysel v dôsledku vyčerpania aktívnych zásob na vysokoproduktívnych poliach a poklesu produkcie z nich.
Rusko má obrovské, ťažko obnoviteľné zásoby ropy. Spravodlivo by štát mal dať tieto zásoby ropy na rozvoj tým, ktorí ich majú efektívnu technológiu... Niet pochýb o tom, že v počiatočnej fáze by mali existovať nejaké ekonomické daňové úľavy. Iba daňové stimuly však nedokážu zmeniť neefektívnu technológiu na efektívnu, pretože rozdiel v produktivite medzi nízkoproduktívnymi a stredne produktívnymi nádržami je príliš veľký. Napríklad produktivita nízkoproduktívnych útvarov je 10 - 30 krát nižšia ako minimálna ekonomicky výnosná produktivita; a maximálne daňové stimuly môžu kompenzovať pokles produktivity 2-násobne, resp. 5-15-násobný pokles produktivity zostane nekompenzovaný.
Ukazuje sa, že výraznejšie zintenzívnenie rozvoja ťažko vyťažiteľných zásob ropy je možné len s využitím nových technologických a technické prostriedky a to vytvorenie tuhých autonómnych zavodňovacích systémov s diferencovanými hodnotami vstrekovacieho tlaku vody s využitím špeciálnych konštrukcií vstrekovacích vrtov z kvalitnej ocele, samostatných vodovodných potrubí, malých BKNS.
Zaujímalo by ma, čo máme na mysli pod ťažko vymožiteľnými zásobami ropy. Pravdepodobne fyzicky sú tieto zásoby ropy celkom vyťažiteľné1, ale ekonomicky sú nevyužiteľné, pretože ekonomické náklady na ich ťažbu prevyšujú ekonomické výnosy z ich predaja, pretože ich ťažba je ekonomicky nerentabilná. Aj keď sa dane z predaja tejto ropy úplne zrušia, potom je pri zohľadnení podielu takýchto daní možné zdvojnásobiť trhovú cenu ropy pre užívateľa podložia. Samozrejme, pri rozvoji ťažko obnoviteľných zásob ropy sú potrebné určité daňové úľavy, najmä v počiatočnom, najrizikovejšom období vývoja. Daňové úľavy však nie sú radikálnym liekom a ani úplné zrušenie daní a nákladov na predaj vyrobenej ropy problém nerieši. Iný ideologický smer je efektívnejší - je potrebné vytvoriť zásadne novú technológiu a znížiť náklady na ťažbu tejto ropy trikrát až päťkrát alebo viac.
Problém navrhovania rozvoja ropných polí s ťažko vyťažiteľnými zásobami ropy, konkrétne ropných rezervoárov s nízkou a ultranízkou produktivitou, spočíva v potrebe pomerne presných výpočtov. Je známe, že nepresnosť výpočtov je potrebné kompenzovať vyhradením časti vypočítaného výkonu. A čím väčšia je nepresnosť, tým viac klesá produktivita návrhu, aby sa zabezpečila požadovaná 90% spoľahlivosť ukazovateľov návrhu. Ale odhadovaná produktivita ropných rezervoárov s nízkou a ultranízkou produktivitou je už teraz extrémne nízka, na hranici alebo za hranicou ekonomickej rentability, takže ju niet kde znižovať – nedá sa výrazne znížiť. Výpočty sa preto musia vykonávať s čo najväčšou presnosťou.
Touto technológiou sa nevyvíjajú menšie objekty s ťažko obnoviteľnými zásobami ropy.
Na vyriešenie tohto problému a uvedenie ťažko obnoviteľných zásob ropy do efektívneho priemyselného rozvoja je však potrebné navrhnúť nielen nový systém, nielen komplex nových metód, ale taký systém a taký komplex, ktorý by zabezpečil potrebnú ekonomickú rentabilitu a neskôr by ho mohli využívať mnohé iné ropné spoločnosti.
Ako klasifikačné kritérium pre technológie na rozvoj ťažko obnoviteľných zásob ropy možno prijať jednu z najdôležitejších charakteristík, ktorá určuje plošný alebo lokálny charakter vplyvu na produkčnú formáciu. V prvom prípade dopad pokrýva významnú časť poľa. V druhom prípade sa spracováva zóna tvorby dna.
Jedným z prvkov vysoko efektívnej integrovanej technológie na rozvoj ťažko obnoviteľných zásob ropy, ktorú vyvinuli špecialisti AO Tatneft a TatNIPIneft, je široké využitie horizontálnych a horizontálnych rozvetvených vrtov. V Tatarstane bolo vyvŕtaných 146 horizontálnych vrtov, z ktorých 122 bolo vyvinutých, prevádzkovaných alebo uvedených do prevádzky. Priemerná miera ťažby ropy horizontálnych vrtov je 6 5 ton/deň, čo je 2-krát viac ako ťažba okolitých vertikálnych vrtov. Horizontálnymi vrtmi sa celkovo vyprodukovalo 748 tisíc ton ropy.
Ropné pole Stepnoozerskoye patrí k objektom s ťažko dobývateľnými zásobami ropy. Komerčný obsah oleja sa nachádza v sedimentoch karbónskeho systému. Špecifickým v štruktúre spodnokarbónskych ložísk je široký rozvoj eróznych zárezov plošného aj korytového typu.
Takže podľa nášho názoru by kritériom na identifikáciu ťažko vyťažiteľných zásob ropy pre jednotlivé ropné ložiská mala byť priemerná výdatnosť ropy z vrtov navŕtaných v tomto ložisku.
Špecializuje sa na zdokonaľovanie technológií pre zapojenie ťažko vyťažiteľných zásob ropy do vývoja s cieľom zvýšiť faktor obnovy ropy.
Prezentované tu inovačný systém rozvoj ropných polí s ťažko obnoviteľnými zásobami ropy, navrhnutý spoločnosťou JSC RITEK, umožňuje komplexnú optimalizáciu procesu výroby ropy. Tento systém sa neustále zdokonaľuje s ohľadom na úspechy vedy a techniky a je prakticky implementovaný na ropných poliach JSC RITEK v Tatarstane a Západná Sibír.
Tu prezentovaný inovatívny systém rozvoja ropných polí s ťažko vyťažiteľnými zásobami ropy, navrhnutý spoločnosťou JSC RITEK, poskytuje komplexnú optimalizáciu procesu výroby ropy.
Vo vysoko produktívnych poliach sa nachádzajú vrstvy a medzivrstvy obsahujúce ťažko obnoviteľné zásoby ropy.

Ruská inovačná palivová a energetická spoločnosť (RITEK) rozvíja ťažko obnoviteľné zásoby ropy a rieši tak najdôležitejší problém ruskej a svetovej úrovne. Faktom je, že v Rusku a na celom svete boli objavené obrovské zásoby ropy v stovkách miliónov ton vo vrstvách s nízkou a ultranízkou produktivitou. Navyše tieto zásoby boli objavené už dávno, pred 20-30 a viac rokmi, ale neboli zavedené do vývoja, pretože pri štandardných, bežne používaných vývojových systémoch je to ekonomicky nerentabilné, ekonomicky zruinujúce aj pre bohaté firmy a štát.
Zborník rozoberá aj problémy technického a ekonomického hodnotenia efektívnosti rozvoja ťažko vyťažiteľných zásob ropy v štádiu projektovania a implementácie stimulačných technológií.
Tu je to opodstatnené: ako kritérium na identifikáciu ťažko obnoviteľných zásob ropy by sa mala použiť minimálna priemerná ropná produktivita vrtov navŕtaných do uvažovaného ložiska ropy.
Ďalej je potrebné aspoň stručne uviesť technológie, ktoré sme navrhli na rozvoj ťažko vyťažiteľných zásob ropy, ale ťažko vyťažiteľných nie na základe extrémne nízkej produktivity zásobníkov, ale z iných dôvodov.
V súčasnosti sa vážna pozornosť venuje aktívnemu rozvoju ťažko obnoviteľných zásob ropy. Vo všetkých oblastiach sa riešia úlohy intenzifikácie a v niektorých prípadoch aj vedecká a priemyselná podpora rozvoja ložísk ropy spodného karbónu a devónu s karbonátovými zásobárňami.
Kniha vyzdvihuje hlavné črty geologickej stavby ropných ložísk s ťažko dobývateľnými zásobami ropy v Baškirsku, prezentuje výsledky experimentálnych, pilotno-priemyselných a terénnych prác na zlepšenie technológií rozvoja týchto ložísk.
Podľa odhadu autorov721 tvorili do roku 1988 ťažko dobývateľné zásoby ropy v karbonátových ložiskách na poliach permského Urayaje 3 4 objemu zvyškových bilančných zásob.
Práca vykonaná spoločnosťou AOZT Tatnefteotdacha na zlepšenie ťažby ropy zahŕňa ťažko obnoviteľné zásoby ropy. Potreba použitia špeciálnych technológií a opatrení si vyžaduje značné náklady. Vďaka svojej špecifickosti má používanie technológií EOR nákladný mechanizmus. Práce sa vykonávajú na hranici najvyšších nákladov. Primárne náklady na výrobu ropy s ich použitím sú približne 1-5 krát vyššie ako náklady na ropu vyrobenú bez použitia metód EOR.
Podľa odhadu autorov721 tvorili do roku 1988 ťažko obnoviteľné zásoby ropy v karbonátových ložiskách v oblasti Permského Uralu 3/4 zvyškových bilančných zásob.
Zbierka predstavuje výskum riešenia niektorých problémov rozvíjajúcich sa polí s ťažko dobývateľnými zásobami ropy.
Pre zvýšenie efektívnosti rozvoja ropných polí a najmä objektov s ťažko dobývateľnými zásobami ropy je potrebné výrazne zlepšiť využitie zásob vŕtaných vrtov. V tejto veci sa veľká nádej vkladá do vládneho nariadenia Ruská federácia zo dňa 1.11.1999 č. 1213 O opatreniach na uvedenie do prevádzky nečinnej kontroly a pozastavených vrtov v ropných poliach a uznesenie vlády Bieloruskej republiky zo dňa 15.2.2000 č. 38 O opatreniach na uvedenie do prevádzky nečinnej kontroly a pozastavené vrty v ropných poliach Bieloruskej republiky, čím sa organizácie zaoberajúce sa ťažbou ropy a plynu na území Republiky Bashkortostan oslobodzujú od pravidelných platieb za ťažbu ropy a plynu a zrážok za reprodukciu nerastných surovín v súvislosti s ropou a plyn vyrobený z nečinných, kontrolných vrtov a vrtov pozastavených k 1. januáru 1999, s výnimkou nových vrtov, ktoré čakajú na dokončenie po vŕtaní.
Zmiešané vrtné bahno je určené na vŕtanie a penetráciu produktívnych horizontov s ťažko vyťažiteľnými zásobami ropy, reprezentovanými prevrstvením piesčito-ílovito-ílovitých hornín v karbonátových vrstvách.
Strategická úloha dosiahnuť svet technologickej úrovni, ktorá zabezpečí efektívny rozvoj ťažko vyťažiteľných zásob ropy, rast nových vysoko produktívnych zásob, minimalizáciu výrobných nákladov a zvýšenú účasť na medzinárodných projektoch.
Zmena podielu dodatočne vyvŕtaných vrtov a ťažby ropy z nich pozdĺž horizontov D0 a Ai poľa Romashkinskoye.
Dá sa to vysvetliť tým, že sú vŕtané hlavne za účelom výberu ťažko obnoviteľných zásob ropy.
To je dôvodom potreby vytvorenia pokročilejších metód dopadu na ložiská s ťažko dobývateľnými zásobami ropy.
Technológia využitia vláknitého disperzného systému je novým sľubným prostriedkom na zlepšenie ťažby ropy v heterogénnych formáciách s ťažko obnoviteľnými zásobami ropy / / NTZh Oilfield business.
Tabuľka 5.3 uvádza kvantitatívne (vyjadrené ako % vyťažiteľných zásob) hodnotenie ťažko vyťažiteľných zásob ropy pre tieto polia. Analýza vlastností geologickej stavby ropných ložísk ukazuje, že ložiská sa vyznačujú zložitou geologickou štruktúrou a vyznačujú sa širokým rozsahom hodnôt geologických a fyzikálnych parametrov. Tabuľka 5.3 ukazuje, že väčšina zásobníkov obsahuje značné množstvo ťažko obnoviteľných zásob ropy. Je to spôsobené tým, že ložiská ropy sa vyznačujú vysokou zonálnou, šošovkovitou a vrstvenou heterogenitou nádrží. Analýza vývoja týchto polí ukazuje, že sa vyrábajú prevažne vysoko priepustné medzivrstvy a časti nádrží.

Geologické a vyťažiteľné zásoby

Najprv trochu terminológie. Všetka ropa, ktorá je fyzicky prítomná v nádrži, predstavuje zásoby na mieste. Z viacerých dôvodov, ktoré podrobnejšie rozoberieme nižšie, je možné z nádrže vyťažiť len časť geologických zásob. Táto časť sa celkom očakávane nazýva vyťažiteľné rezervy. Pomer vyťažiteľných zásob ku geologickým alebo, čo je rovnaký podiel, podiel ropy, ktorú je možné získať z formácie, sa nazýva návrhový faktor obnovy ropy (ORF) alebo ropná obnova. Okrem návrhového je tu aj aktuálny faktor ťažby ropy - to je podiel geologických zásob, ktoré sa v súčasnosti už vyťažili. Je jasné, že aktuálny faktor výťažnosti ropy je vždy nižší ako konštrukčný. Keď hovoríme len o zásobách bez špecifikácie, či sú geologické alebo vyťažiteľné, hovoríme spravidla o vyťažiteľných zásobách. Keď hovoria jednoducho o CIN, majú na mysli dizajn CIN.

Faktor regenerácie ropy závisí od mnohých faktorov a môže byť v rôznych oblastiach veľmi odlišný. Priemerný faktor obnovy sa považuje za približne 30-40%; V strednom poli má teda projekt natrvalo ponechať v nádrži 60 – 70 % ropy. Faktor výťažnosti ropy v oblasti 10 – 20 % sa považuje za veľmi nízky, hoci pre takzvanú nekonvenčnú ropu sú to celkom typické hodnoty; to znamená, že 80-90% ropy tu zostáva v nádrži. CIN nad 50 % je veľmi vysoké a je pomerne zriedkavé.

Do veľkej miery závisí výška faktora získavania ropy od metód vývoja, ktoré sa používajú v konkrétnej oblasti. Metódy vývoja sú primárne, sekundárne a terciárne. Primárne metódy znamenajú rozvoj poľa, v ktorom ropa vyteká z ložiska pod prirodzeným tlakom. Počiatočný tlak v nádrži takmer vždy existuje a je spôsobený najmä tým, že ložiská sú hlboko pod zemou. Po otvorení zásobníka s vrtmi dochádza pri znižovaní tlaku zásobníka k jednoduchej expanzii ropy, ako aj vody a plynu s ňou obsiahnutých v zásobníku. Objem oleja, ktorý sa po expanzii nezmestí do zásobníka, je vyprodukovaný objem. Týmto spôsobom sa dá vyťažiť v priemere len asi 10 % geologických zásob. V skutočnosti má nekonvenčná ropa taký nízky koeficient regenerácie ropy práve preto, že sa často vyrába len primárnymi metódami.

Sekundárne metódy sa nazývajú vstrekovanie vody alebo plynu do zásobníka cez špeciálne vstrekovacie studne. Tieto metódy riešia dve vzájomne súvisiace úlohy: udržiavať tlak v nádrži tak, aby neklesla miera produkcie ťažobných vrtov; a tiež zabezpečiť presun ropy z ložiska do ťažobných vrtov s cieľom zvýšiť faktor regenerácie ropy. Typická výťažnosť ropy dosiahnutá sekundárnymi metódami je rovnaký priemer 30-40%.

Vstrekovanie vody sa používa častejšie ako vstrekovanie plynu, pretože je vo všeobecnosti efektívnejšie. Dá sa povedať, že dnes je rozvoj ropných polí so zaplavovaním štandardnou technológiou. Všade sa používa už niekoľko desaťročí a je prepracovaný do najmenších detailov. Do nádrže sa zvyčajne čerpá slaná voda; odoberajú ho hlavne z dosť hlbokých vrstiev nasýtených vodou, odkiaľ sa ťažia pomocou špeciálnych studní.

Vstrekovanie plynu na udržanie tlaku v zásobníku má veľmi často ešte jeden účel - využitie prebytočného, ​​nepotrebného pridruženého ropného plynu, ktorý sa nedá spáliť, nemá ho kto predávať a nie je kam pripevniť. Niekedy je dokonca ťažké povedať, ktorá z týchto úloh (sekundárna ťažba alebo využitie ropy) bola pri organizovaní vstrekovania plynu vyriešená ako prvá.

Záplavy

O terciárnych metódach trochu neskôr, ale teraz sa pozrime, čo sa deje v nádrži, keď sa vstrekuje voda, a prečo sa súčasne nepremiestni 100% geologických zásob ropy.

Okrem ropy nádrž spočiatku obsahuje aj značné množstvo takzvanej viazanej vody. Obvyklý objemový pomer týchto tekutín je 70 % oleja a 30 % vody. Olej a voda v nádrži sa nemiešajú, v každom póre oddelenom je medzi nimi jasná hranica. V tomto prípade voda zvyčajne obaľuje zrná horniny a ropa je v centrálnych častiach pórov a nikde neprichádza do priameho kontaktu s horninou.

V procese výroby ropy viazaná voda spočiatku nikam netečie, je nehybná, v dôsledku chemického a fyzikálneho spojenia s časticami horniny. Ale keďže sa voda čerpá do nádrže, postupne sa jej v póroch stáva stále viac a menej a menej oleja. Voda už nie je zadržiavaná v skale a teraz sa môže pohybovať pozdĺž formácie s ropou. V dôsledku toho sa vo výrobných studniach objavuje pridružená voda.

Priestor pórov je veľmi heterogénny. Možno si to predstaviť ako súbor relatívne širokých pórov spojených relatívne úzkymi pórovými kanálikmi. Priemer týchto pórových kanálov je veľmi malý - rádovo stotina milimetra - preto majú veľmi veľký význam získava kapilárny tlak. Ako si pamätáme, hornina je v kontakte s vodou, nie s ropou. Preto, ako je vody stále viac a viac, skôr či neskôr príde moment, keď v úzkych pórových kanálikoch zostane len jedna voda a kvapky oleja sa zachytia v širokých častiach pórov (pozri obrázok).

Pred povodňou Po povodni

Kapilárne zachytenie kvapky oleja pred pórovým kanálikom. Čím menší je polomer zakrivenia rozhrania medzi fázami (olej a voda), tým vyšší je kapilárny tlak. V pórovom kanáli je polomer zakrivenia menší v dôsledku malého priemeru samotného pórového kanála. Rozdiel v kapilárnom tlaku na začiatku a na konci kvapky presahuje tlakovú stratu po jej dĺžke, vytvorenú procesom tvorby. Výsledkom je, že kapilárne sily bránia kvapôčke prejsť cez pórový kanál.

Teraz, aby mohla vstúpiť do pórového kanála, musí kvapôčka oleja prekonať svoj kapilárny tlak, ktorý môže byť rádovo jedna atmosféra. To znamená, že na vytlačenie tejto olejovej kvapky je potrebné vyvinúť práve taký pokles tlaku vo vzdialenosti niekoľkých stotín milimetra. A tak po celej dĺžke nádrže, teda vo vzdialenosti niekoľkých milimetrov, by už mal byť rozdiel asi sto atmosfér atď. Ak je to potrebné, v laboratórnych podmienkach na malých vzorkách hornín môžete vytvoriť taký pokles tlaku a vykonať úplné, stopercentné premiestnenie. V reálnom poli je vzdialenosť od vstrekovacieho vrtu k ťažobnému vrtu zvyčajne stovky metrov; pokles tlaku potrebný za takýchto podmienok na úplné vytlačenie tisíckrát prekračuje prakticky možný pokles.

Kvapôčky ropy zachytené v póroch predstavujú takzvaný zvyškový olej, ktorý je fyzicky nemožné vytlačiť z nádrže zaplavením vodou. Podiel ropy, ktorý môže byť vytlačený zaplavením vodou, sa nazýva vytesňovací pomer. Veľmi sa líši, ale v priemere je to asi 60-70%.

Pre spravodlivosť treba poznamenať, že všetko uvedené platí pre hydrofilné útvary, teda také, v ktorých je hornina zmáčaná vodou. V hydrofóbnych útvaroch je to naopak – ropa obaľuje zrná horniny a voda je v centrálnych častiach širokých pórov. Z hľadiska ťažby ropy sa tým nič zásadne nemení: časť ropy je stále fyzikálne nemožné vyťažiť zaplavením, len ju tentoraz drží nie kapilárny tlak, ale chemické a fyzikálne väzby s časticami hornín, s ktorými to je.

Časť formácie, v ktorej je vytlačenie vody dokončené, sa nazýva "spláchnutá". Ďalším dôležitým dôvodom, prečo faktor výťažnosti ropy nedosahuje 100 %, je, že počas zaplavenia nie sú všetky časti nádrže vymývané rovnako dobre. Po prvé, vstrekovaná voda prúdi väčšinou v priamom smere z injektážneho vrtu do ťažobného vrtu. Čím ďalej od tejto línie, tým pomalšie a horšie sa útvar vymýva. Po druhé, nádrž je heterogénna, môže byť rozdelená na priepustné vrstvy oddelené nepriepustnými horninami. Jednotlivé priepustné medzivrstvy majú zároveň často malú plochu, a preto do nich nespadajú všetky potrebné studne. Ak medzivrstva prenikne injektážnou studňou, ale výrobná jama nie (alebo naopak), potom sa nevymyje. Po tretie, voda je ťažšia ako ropa, a preto má tendenciu „skĺznuť“ do spodnej časti útvaru. Výsledkom je, že horná časť formácie zostáva neumytá.

Podiel objemu nádrže, ktorý sa vyplaví počas zaplavenia vodou, sa nazýva zametací pomer. Jeho typická hodnota je asi 50-60%.

Konštrukčný faktor regenerácie oleja počas zaplavenia vodou sa vypočíta ako súčin faktora výtlaku a faktora zametania. Ak vezmeme do úvahy vyššie uvedené typické hodnoty týchto koeficientov, je ľahké vypočítať typickú hodnotu výťažnosti ropy - od 30 do 42%, čo sa zhoduje s vyššie uvedeným priemerným faktorom výťažnosti ropy.

Digitálny model proces zavodňovania. Červené bodky - produkčné vrty, modré - vstrekovacie vrty. Červená farba poľa znamená vysokú nasýtenosť olejom, modrá - vysoká nasýtenosť vodou, žltá a zelená - stredné hodnoty. Lúče kriviek sú prúdnice. Ilustrácia je prevzatá z webovej stránky skupiny vyvíjajúcej nové technológie na digitálne modelovanie ložísk ropy a zemného plynu.

Komerčná ťažba ropy a plynu prebieha už viac ako storočie. Nie je prekvapujúce, že vývoj sa na začiatku týkal najľahšie dostupných zásob uhľovodíkov. Teraz ich je čoraz menej a pravdepodobnosť objavenia nového obrieho poľa, porovnateľného s takými ako Samotlor, Al-Gawar či Prudhoe Bay, je prakticky nulová. Prinajmenšom v súčasnom storočí sa nič také ešte nenašlo. Či sa vám to páči alebo nie, musíte vytvoriť ťažko obnoviteľné ložiská ropy.

Ťažko obnoviteľné zásoby možno rozdeliť do dvoch skupín. Jedna zahŕňa ložiská s nízkou priepustnosťou vrstiev (husté pieskovce, bridlice, súvrstvie Baženov). Ropa získaná z takýchto ložísk je zároveň svojimi charakteristikami celkom porovnateľná s ropou z tradičných ložísk. Ďalšiu skupinu tvoria ložiská ťažkej a vysokoviskóznej ropy (prírodné bitúmeny, ropné piesky).

Pokusy vyrábať ropu z nádrží s nízkou priepustnosťou tradičnými metódami vedú k nasledovnému efektu - na začiatku vrt poskytuje dobrý tok ropy, ktorý sa veľmi rýchlo končí. Ropa sa získava iba z malej oblasti priľahlej k perforovanej časti vrtu, takže vertikálne vŕtanie v takýchto poliach je neúčinné. Je možné zvýšiť produktivitu vrtu zväčšením kontaktnej plochy s formáciou nasýtenou olejom. Dosahuje sa to vŕtaním studní s veľkým horizontálnym úsekom a vykonávaním niekoľkých desiatok operácií hydraulického štiepenia naraz. Podobným spôsobom sa vyrába aj takzvaná „bridlicová ropa“.

Pri výrobe prírodného bitúmenu alebo extra viskózneho oleja hydraulické štiepenie nepomôže. Spôsoby ťažby takýchto surovín závisia od hĺbky výskytu hornín nasýtených ropou. Ak je hĺbka malá a dosahuje desiatky metrov, používa sa povrchová ťažba. Keď sa ropa ukladá v hĺbke stoviek metrov, stavajú sa bane na jej ťažbu. V Kanade sa takto vyvíjajú ropné piesky Alberty, v Rusku je príkladom pole Yaregskoye. Hornina vyťažená bagrom je rozdrvená, zmiešaná s horúcou vodou a privádzaná do separátora, ktorý oddeľuje ropu od piesku. Viskozita výsledného oleja je taká vysoká, že ho nie je možné v pôvodnej forme prečerpať potrubím. Na zníženie viskozity sa olej zmieša s procesným rozpúšťadlom, zvyčajne benzínom alebo naftou.

Ak sa hornina nedá odstrániť na povrch, ohrev parou sa vykonáva pod zemou. Technológia paro-gravitačnej stimulácie používaná spoločnosťou TATNEFT v oblasti Ashelchinskoye je založená na použití dvojice horizontálnych vrtov. Do jednej z nich sa vstrekuje para, z druhej sa odoberá olej. Para na vstrekovanie do vrtu sa vyrába v špeciálne vybudovanej kotolni. Pri hlbokom podstielke sa účinnosť metódy znižuje vzhľadom na to, že na ceste k formácii výrazne klesá teplota pary. Metóda paroplynovej stimulácie vyvinutá spoločnosťou RITEK, ktorá zabezpečuje výrobu pary priamo v zásobníku, túto nevýhodu nemá. Parný generátor je inštalovaný priamo na dne, do neho sa privádzajú činidlá, ktoré interagujú s uvoľňovaním tepla. Reakciou vzniká dusík, oxid uhličitý a voda. Rozpúšťanie oxidu uhličitého v oleji ďalej znižuje jeho viskozitu.

Spoločnosti vyrábajúce plyn majú podobné problémy. Cenomanské ložiská sú pre rozvoj najvhodnejšie. Cenomanské nádrže majú zvyčajne vysokú priepustnosť, čo umožňuje ich ťažbu tradičnými vertikálnymi vrtmi. Cenomanský plyn je „suchý“, pozostáva z 97 – 99 % metánu, a preto si vyžaduje minimálne úsilie na prípravu pred dodaním do prepravného systému.

Vyčerpanie cenomanských ložísk núti plynárenské spoločnosti prejsť na ťažko obnoviteľné zásoby plynu. Turónsky stupeň sa vyznačuje nízkou priepustnosťou nádrže, takže vertikálne vrty sú neúčinné. Napriek tomu 85 – 95 % turónskeho plynu tvorí metán, čo umožňuje vystačiť si s relatívne lacnými spôsobmi jeho prípravy v teréne.

Horšia situácia je s plynom ťaženým z ložísk Valanginian a Achimov. Tu leží „tukový plyn“, okrem metánu, obsahujúci etán, propán a ďalšie uhľovodíky. Pred dodaním plynu do prepravného systému sa musia oddeliť od metánu, čo si vyžaduje zložité a drahé vybavenie.

Pre jedno pole možno ložiská plynu identifikovať na rôznych úrovniach. Napríklad na poli Zapolyarnoye sa plyn vyskytuje v turonských, cenomanských, neokomických a jurských sedimentoch. Do výroby sa spravidla najskôr zapája najdostupnejšia cenomanska scéna. Na slávnom poli Urengoyskoye bol prvý cenomanský plyn vyrobený v apríli 1978, valanginský plyn v januári 1985 a Gazprom začal prevádzkovať ložiská Achimov až v roku 2009.

Zamestnanci Vedeckého a technologického centra Gazprom Neft spolu so špecialistami z Gazpromneft-Vostok vykonali prvé opätovné lámanie formácie pomocou špeciálnych chemikálií a polymérov novej generácie na poli Archinskoye v regióne Parabelsky. Ďalšia replikácia technológie môže zvýšiť objem ťažby ropy z polí s karbonátovými ložiskami, ktoré tvoria viac ako 40 % vyťažiteľných zásob spoločnosti, až do 50 %.

Počas hydraulického štiepenia na poliach s uhličitanovými horninami sa používajú chemikálie, ktoré vytvárajú trhliny vo formácii: cez ne vstupuje ropa do vrtu. Čím väčšia je dĺžka zlomenín, tým väčší objem rezervoáru môže pokryť.

STC Gazprom Nefť a Gazpromneft-Vostok vykonali opätovné lámanie formácie pomocou zahustenej kyseliny a pokročilých polymérov. Pomocou špeciálnych formulácií sa rýchlosť reakcie kompozície s horninou spomalí, čo umožňuje činidlu pokryť ďalšie zóny formácie obsahujúcej olej, čím sa vytvárajú rozsiahlejšie trhliny.

Špecialisti spoločnosti Gazprom Neft vypracovali možnosti technologických riešení vhodných pre podmienky oblasti Archinskoye. Po experimentálnom ošetrení vrtu prvý mesiac prevádzky ukázal dvojnásobný nárast produkcie ropy.

Gazpromneft-Vostok urobil ďalší dôležitý krok k efektívnemu rozvoju ťažko vyťažiteľných zásob, stabilizácii ťažby ropy v r. Tomská oblasť rozvoj priemyslu “, – komentoval výsledky aplikácie Nová technológia Zástupca guvernéra Tomskej oblasti pre priemyselnú politiku Igor Shaturny.

„Nové výzvy, ktoré pre nás ropný priemysel predstavuje, si vyžadujú inovatívne prístupy. Počet vrtov navŕtaných v karbonátových nádržiach každým rokom rastie a ako prví v regióne Tomsk sme aplikovali také technologické riešenie, akým je použitie špeciálneho polyméru na opakované hydraulické štiepenie. To nám umožňuje zapojiť do práce odkryté zóny nádrže a tým efektívnejšie rozvíjať zásoby na našich aktívach. Pre nás je to ďalší dôležitý krok v práci s ťažko obnoviteľnými zásobami,“ povedal Anatolij Verin, hlavný geológ Gazpromneft-Vostok.

Hydraulické štiepenie (hydraulické štiepenie) je spôsob, ako stimulovať produkciu ropy. Spočíva v tom, že do formácie sa pod vysokým tlakom čerpá zmes tekutiny a špeciálneho propantu (propantu). V procese dodávania zmesi sa vytvárajú vysoko vodivé kanály (hydraulické zlomy), ktoré spájajú vrt a nádrž a zabezpečujú prietok ropy. Pri viacstupňovom hydraulickom štiepení (MSHF) sa vykonáva niekoľko operácií hydraulického štiepenia v jednom horizontálnom vrte. Je tak zabezpečené viacnásobné zvýšenie oblasti pokrytia formácie jednou studňou.

Karbonátové horniny sú vrstvy zložené prevažne z vápencov a dolomitov. Výrazná vlastnosť Uhličitanové nádrže sú zložitou štruktúrou dutín, v ktorých sú uzavreté uhľovodíky. V súčasnosti je 60 % svetových zásob ropy sústredených v ložiskách uhličitanu.

Zahustená kyselina - Chemická látka viskózny, vláknitý typ.

(Autonómna inštitúcia „Vedecké a analytické centrum pre racionálne využitie podložia pomenovaná po V.I.Shpilmanovi)

Po prvýkrát sa termín „ťažko vymáhateľné zásoby“ (TRR) objavil koncom 70-tych rokov, za posledné obdobie sa nazbieralo veľa skúseností pri skúmaní problému. Vznikli predstavy o HTR, ktoré sa nachádzajú v ložiskách alebo častiach ložísk, charakterizovaných geologickými podmienkami výskytu ropy nepriaznivými pre ťažbu uhľovodíkov, jej abnormálnymi fyzikálnymi vlastnosťami, boli sformulované kvantitatívne kritériá na zaraďovanie zásob do tejto kategórie.

Jedným z najefektívnejších ukazovateľov „ťažko vyťažiteľných“ zásob je nepochybne priepustnosť nádrží. S cieľom stimulovať rozvoj nádrží s HRSG v roku 2012 prijalo Ministerstvo energetiky nariadením vlády Ruskej federácie č. rozvoj oblastí podložia s ťažko obnoviteľnými zásobami ropy podľa kritérií priepustnosti ložiska alebo viskozity ropy do týchto štyroch kategórií:

S cieľom stimulovať rozvoj ložísk TrIZ nariadenie vlády stanovuje zavedenie diferencovanej sadzby dane z ťažby nerastov (MET). Stimulácia pre najzložitejšie projekty je plánovaná na 10 rokov, znamená MET vo výške 0 až 10 % štandardnej sadzby. Pre priemernú kategóriu zložitosti bude zľava 10-30% na 7 rokov, pre ľahšie - od 30-50% na 5 rokov.

Pre sadzbu možné následky klasifikácia projektov podľa stanovených kritérií autonómnou inštitúciou „NAC RN im. IN AND. Shpilman “, bola vykonaná analýza súladu vyššie uvedených kritérií s parametrami uhľovodíkových ložísk obsiahnutých v štátnej bilancii ropy na poliach Khanty-Mansijsk autonómnej oblasti Okrug-Yugra. Ložiská TrIZ identifikované v bilancii boli rozlíšené podľa licenčných znakov - distribuovaný / nealokovaný (RFN / NFN) podložný fond Chanty-Mansi autonómneho okruhu, ako aj podľa litologicko-fácie a stratigrafických charakteristík (skupiny vrstiev). Po identifikácii vkladov TRIZ, ekonomické hodnotenie dôsledky zavedenia diferencovanej stupnice dane z odstupného.

Prieskumné a prieskumné práce nenašli superviskózne ložiská ropy v autonómnom okruhu Chanty-Mansi, 386 ložísk 96 polí s celkovými počiatočnými geologickými (NGZ) / vyťažiteľnými (NIZ) zásobami 6517/1771 miliónov ton, 78 % ktoré spadajú pod schválené kritériá priepustnosti nádrže v bilancii rezerv sa nachádza v RFN okresu. Kvalita zásob je pomerne vysoká - podiel priemyselných kategórií je 44/51%.

Ukázalo sa, že najväčšia časť ťažko vyťažiteľných zásob ropy (74 %) sa sústreďuje v prvej a tretej kategórii ropných zásob RFN KhMAO (obr. 1), ktoré tvoria 97 % kumulatívnej produkcie ropy. vo všetkých ložiskách zásob ropy a plynu je miera produkcie vyťažiteľných zásob ropy priemyselných kategórií 15 %.

Podiel zásob priemyselných kategórií (ABC1) v prvej a tretej kategórii TRR je pomerne vysoký – 67 %, v druhej kategórii je to 30 %.

Faktor výťažnosti ropy (ORF) pre ložiská TRIZ, bez ohľadu na ich umiestnenie v podložných oblastiach (RNF, NFN), sa pohybuje od 0,050 do 0,490 s priemernou hodnotou 0,272, rozdiel v ORF zásob priemyselných/nepriemyselných kategórií je nevýznamná - 0,293 / 0,237.

Podiel ložísk s ťažko vymožiteľnými zásobami predstavuje 1,4 % ropy nahromadenej od začiatku rozvoja ťažby ropy v Chanty-Mansi autonómnej oblasti Okrug-Yugra. Stupeň výťažnosti zásob pre ložiská RFN v kategóriách TRIZ je približne rovnaký, pohybuje sa v rozmedzí 11-20% a je v priemere 12%, ťažba ropy z ložísk NFN sa prakticky neuskutočňovala.

Ložiská TrIZ sú podľa litologicko-fácií a stratigrafických charakteristík rozlíšené podľa deviatich skupín vrstiev, asi polovica z celkových ťažko obnoviteľných zásob kategórie ABC 1 + C 2 je sústredená v skupine vrstiev AC 4-. 12, BS 7-11, BV 5-11 (48,5 %), 22,6 % a 15 % - v ložiskách súvrstvia Bazhenov a Tyumen (obr. 2).

Ložiská sa vyznačujú pomerne vysokým podielom zásob priemyselnej kvality – 59 – 84 % (okrem formácií AV 1, AK 1, Yu 1 a Yu 2 – 9) a faktorom obnovy ropy – 0,210 – 0,350 (okrem formácia AK 1 suity Frolovskaja).

Obr. Diferenciácia ťažko vyťažiteľných zásob ropy ABC 1 + C 2 podľa skupín zásobníkov ložísk TrIZ autonómnej oblasti Chanty-Mansi autonómnej oblasti Okrug-Yugra.

Výsledok diferenciácie ložísk TrIZ podľa vrstiev nie je z hľadiska tradičnej distribúcie autonómneho okruhu Chanty-Mansi svojou komplexnosťou celkom známy - AS 4-12, BS 7-11, BV 5-11 neboli nikdy zahrnuté. v počte „ťažkých“, čo potvrdzujú pomerne vysoké faktory ťažby ropy (0,327), schválené GKZ Rosnedra v rámci Štátnej expertízy zásob.

Obr. Rozdelenie stupňa rozvoja vyťažiteľných zásob ropy ABC 1 ložísk TrIZ podľa útvarov

Výsledky hodnotenia pre predjurský komplex (pole Krasnoleninskoe, ropné a plynové pole Shaimsky) sú neočakávané, pretože tieto ložiská sú komplexnou štruktúrou pre západnú Sibír s rezervoármi porézno-zlomeného-kavernózneho typu. V tomto hodnotení je s najväčšou pravdepodobnosťou problém so spoľahlivosťou výpočtu zásob uhľovodíkov objektu a určením predpokladaných parametrov nádrží vrátane priepustnosti, ako aj so správnou distribúciou produkovanej ropy nádrže nádrže, z hľadiska hydrodynamiky zjednotená medzi svojou terigénnou časťou a predjurskými sedimentmi.

Ekonomické posúdenie dôsledkov zavedenia diferencovanej sadzby odstupného v závislosti od kategórie projektov sa uskutočnilo v súlade s prognózou produkcie pre zapojené a nezúčastnené rezervy RFN KhMAO-Yugra. Výpočty vychádzali z aktuálnych ekonomických podmienok pre svetové a domáce ceny ropy, výmenného kurzu dolára a podielu exportu. Výnimkou boli bežné výrobné náklady, ktoré sa podľa priemerných údajov spoločností rovnali 5,3 tisíc rubľov / t, ako priemerné skutočné náklady na výrobu ropy z nádrže Yu0 formácie Bazhenov (objekt s ťažko na obnovu rezerv). Tento ukazovateľ je viac ako dvakrát vyšší ako priemerné náklady na ťažbu ropy v autonómnom okruhu.

Rozvoj ťažko vymožiteľných zásob ropy v rámci súčasného daňového systému, predovšetkým pri existujúcom postupe výpočtu sadzby MET, sa vo všetkých kategóriách ukázal ako neefektívny.

V dôsledku prijatia stimulov pre projekty všetkých kategórií sa čistý zisk užívateľov podložia stáva pozitívnym počas obdobia zavedenia stimulu, celková hodnota sa môže pohybovať od 1,30 miliardy rubľov. na 220,14 miliardy rubľov, ktorých hodnota zostáva záporná pre prvú kategóriu a kladná pre druhú a tretiu kategóriu.

Z porovnania výpadku rozpočtových príjmov a dodatočných daňových príjmov vyplýva, že návratnosť výdavkov štátu, vyjadrená daňovým stimulom pri odchodnom, sa pohybuje od 12 do 19 rokov pri prvej a druhej kategórii projektov, pri tretej - výdavky štátu nie sú vyplatila.

Kumulovaná diskontovaná hodnota celkovej zmeny príjmov konsolidovaného rozpočtu nadobúda kladnú hodnotu len pre prvú kategóriu projektov v roku 2029, kedy bude minimálna veľkosť a do roku 2030 môže dosiahnuť 4,94 miliardy rubľov. (obr. 4). Pre druhú a tretiu kategóriu projektov počas celého prognózovaného obdobia kumulovaná diskontovaná hodnota celkovej zmeny konsolidovaných rozpočtových príjmov nenadobudne kladnú hodnotu.

Vo všeobecnosti zavedené zmeny povedú k poklesu príjmov federálneho rozpočtu z hľadiska dane z ťažby nerastov zo 479,08 miliardy rubľov. až 562,55 miliardy rubľov. Zároveň rozpočet autonómneho okruhu dostane ďalších 33,78 miliardy rubľov. až 41,71 miliardy rubľov. z hľadiska dane z príjmu. Celková zmena štátnych príjmov v dôsledku uplatňovania privilégia ako celku podľa kategórií môže byť od -186,78 miliardy rubľov. na -115,07 miliardy rubľov. (obr. 5).

So zmenou makroekonomických podmienok, najmä so zvýšením svetovej ceny ropy, sa zvyšujú podmienené náklady štátu (prínosy) (obr. 6). Ak je stanovená minimálna výška dávky, dodatočné daňové príjmy a odvody do konsolidovaného rozpočtu pokrývajú výšku dávky, ak sa cena zníži o 30 %, a ak maximálna veľkosť benefity - vo výške 40 %.

Ekonomické výpočty ukázali nasledovné:

Rozvoj ložísk TrIZ so zavedením diferencovanej stupnice je ekonomicky efektívny len po dobu zvýhodnenia. Preto je vhodné zvážiť možnosti predĺženia doby odkladu alebo stanovenia nulovej sadzby dane z ťažby nerastov na rovnaké obdobie, čo však môže mať negatívny vplyv na federálny rozpočet, keďže príjmy z dodatočnej výroby nemusia stačiť na pokryť straty štátu.

Hodnotenie hospodárskych výsledkov na základe prognózy ťažby ropy pre zapojené a nezúčastnené zásoby Khanty-Mansi autonómneho okruhu-Yugra ukázalo, že ich rozvoj sa stáva efektívnym pre užívateľov podložia pre projekty druhej a tretej kategórie, pre projekty z prvej kategórie zostáva celkový čistý zisk záporný.

Zavedené zmeny povedú k poklesu príjmov federálneho rozpočtu z hľadiska dane z ťažby nerastov, avšak pri zabezpečení stimulačnej funkcie inovácií, čo sa môže prejaviť zvýšením ťažko obnoviteľnej ťažby ropy (vrátane nových ložísk), výnosy z dodatočnej produkcie uhľovodíkov pokryjú výšku dane splatnej za projekty prvej a druhej kategórie.

Zvýšením zdaniteľného zisku užívateľov podložia s výhodou odstupnej dane sa doplnia príjmy rozpočtu Chanty-Mansijskej autonómnej oblasti Okrug-Yugra v dôsledku zvýšenia dane z príjmu právnických osôb.

Doba návratnosti prípadných nákladov (prínosov) štátu bude priamo závisieť od rozsahu zapojenia nových oblastí a získania ďalšej produkcie.

Pokiaľ ide o kritériá na diferenciáciu vkladov z hľadiska „ťažko vymožiteľných“ schválených nariadením vlády Ruskej federácie, je potrebné uviesť pochybnosti o ich účinnosti, ktoré vznikli v dôsledku vyššie uvedenej analýzy materiály depozitov TrIZ.

Najprv. Rozdelenie nádrží TRIZ len podľa hodnoty priepustnosti je potrebné, ale nedostatočné. Na základe skúseností z predchádzajúcich štúdií tohto problému by charakteristika zložitosti uhľovodíkových ložísk mala byť komplexnejšia.

Rozsahy priepustnosti definované nariadením vlády Ruskej federácie v kategóriách HTR sú príliš nevýznamné a porovnateľné s chybou odhadu tohto parametra z jadra (obr. 7), ktorá výrazne závisí od techniky a technológie merania, resp. používané inštalácie, dostupnosť certifikácie, overenie zariadení a ďalšie podmienky.

V dôsledku výraznej chyby pri určovaní priepustnosti je diferenciácia ložísk TrIZ do kategórií do značnej miery svojvoľná, čo potvrdzujú aj nelogické výsledky ich identifikácie lôžkami a ich hodnotenia. ekonomická efektívnosť pre užívateľov podložia.

Dôsledkom aplikácie kritérií ministerstva energetiky sú nejednoznačné výsledky alokácie vkladov TrIZ v údajoch štátnej súvahy pre polia autonómneho okruhu Chanty-Mansi:

Ložiská TrIZ identifikované podľa kritérií sa vyznačujú značným podielom komerčných kategórií zásob a pomerne vysokými hodnotami faktorov ťažby ropy, pričom u niektorých dosahujú hodnoty 0,300 – 0,488;

Skupina nádrží s vysokými faktormi výťažnosti ropy, ktorá zahŕňa takmer všetky objekty s výnimkou AB 1, AK 1 a DYUK, obsahuje 46 % z celkových počiatočných vyťažiteľných zásob obchodných kategórií ABC 1.

Rozvoj ložísk s takýmito faktormi ťažby ropy by nemal byť problematický a mali by ho sprevádzať dodatočné ekonomické stimuly.

Jednou z príčin nejednoznačných výsledkov získaných pri identifikácii ložísk TrIZ je nízka spoľahlivosť údajov o priepustnosti nádrží obsiahnutých v štátnej bilancii. Hodnoty priepustnosti nádrží zadávajú spoločnosti do štátnej súvahy (forma 6-gr) na základe výsledkov štátnej expertízy Štátneho výboru pre nerastné zdroje v Rosnedre o výsledkoch výpočtov a prepočtov ropných zásob polí. . Keďže hodnoty priepustnosti nádrže nie sú vypočítaným parametrom, úroveň jej geologickej peer review nie je vysoká, tomuto parametru sa pri zadávaní údajov Štátnej súvahy nevenuje náležitá pozornosť.

V dôsledku existujúceho postupu odborného hodnotenia parametrov a zásob sa údaje štátnej súvahy pre autonómny okruh Chanty-Mansi ukázali ako 1274 ložísk, pre ktoré neexistuje charakteristika priepustnosti nádrže, 90 % týchto ložísk je v distribuovanom podložnom fonde Okrug. Celkové počiatočné geologické / vyťažiteľné zásoby ropy týchto ložísk sú porovnateľné so všetkými kategóriami HRS, v ktorých sú stanovené hodnoty priepustnosti, a dosahujú 6283/1766 miliónov ton. Táto skupina predstavuje 3,2 % ropy produkovanej v Okrug. od začiatku vývoja, všetky vklady 35%.

Pred zavedením daňových stimulov je potrebné prinajmenšom skontrolovať a upraviť v údajoch Štátnej bilancie tie parametre (v tomto prípade priepustnosť), na ktorých sú ekonomické stimuly pre rozvoj ťažko vymožiteľných vkladov. sú založené zásoby ropy v Chanty-Mansi autonómnej oblasti Okrug-Yugra.

Po druhé. Nedostatočnosť jedného parametra, pomocou ktorého sa navrhuje rozlíšiť ložiská TrIZ, je zrejmá, v súvislosti s ktorou je potrebné pripomenúť, že najkomplexnejšia charakteristika ťažko obnoviteľných zásob ropy bola uvedená v „ Klasifikácia ...“ 2005 rok.

Všetky geologické a technologické kritériá na klasifikáciu zásob ako ťažko obnoviteľných zásob v tejto „Klasifikácii ...“ sú zlúčené do piatich geologických skupín (anomálne vlastnosti olejov a plynov, nízke hodnoty pórovitosti, saturácie ropy a koeficienty priepustnosti nádrže, laterálna a vertikálna heterogenita nádrží, vlastnosti odlišné typy kontaktné zóny), technologické (vyčerpanie) a bansko-geologické faktory komplikujúce (predražujúce) vŕtanie vrtov a produkciu ropy.

Pre zvýšenie spoľahlivosti identifikácie ložísk TrIZ je potrebné zorganizovať výskumné práce na federálnej úrovni s vypracovaním metodiky komplexného účtovania všetkých faktorov, ktoré komplikujú priemyselný rozvoj týchto ložísk, ako aj zdôvodnenie nevyhnutných zmeny v regulačných právnych aktoch využívania podložia s cieľom stimulovať rozvoj ťažko obnoviteľných zásob ropy.