Наибольшее снижение себестоимости добычи 1 т нефти и газа, падающей в среднем на единицу приращения переменного фактора (дифференциальная производительность), и наибольшее соотношение между темпами снижения себестоимости и переменного фактора (эластичность) имеют экономические ингредиенты средний дебит (его дифференциальная производительность и эластичность равны соответственно 0,1749 руб. при росте на 1 т среднего дебита на отработанный скважино-месяц и 4,52%) обводненность нефти 1,879 руб. на 1% обводненности и 7,78% фондоемкость на одну скважину эксплуатационного фонда — 0,44 руб. на 1 тыс. руб. стоимости 9,756. [c.97]
Фонд действующих скважин в РФ составляет 5500 единиц (из 6400 эксплуатационного фонда). Средний дебит газовых скважин составил в 2000 г. 303 тыс. куб. м/сут. /скв. (по ср. с 1999 г. снизился на 5,6%). Из них 80% старых, с дебитом 250 тыс. куб. м /сут./скв., и 20% новых, с дебитом около 500 тыс. куб. м/сут./скв. [il, i2, i3, i4, i5]. [c.36]
Добыча нефти в 90-е годы систематически снижалась. Так, если в 1990 г. она составляла 516 млн т, то в 1998 г. - 303,4 млн т. Начиная с 1999 г., добыча стала увеличиваться и в 2004 году составила 458,1 млн т. Благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти в этот период способствовала росту объема инвестиций в отрасль, что обеспечило наращивание объемов эксплуатационного и разведочного бурения. В настоящее время фонд добывающих скважин превышает 143 тыс., имея устойчивую тенденцию к росту, Постоянно увеличивается количество вновь вводимых нефтяных месторождений. Негативное воздействие на уровень добычи как и ранее оказывали значительный объем бездействующих скважин и снижение продуктивности действующего фонда. Несмотря на наметившееся сокращение в последние годы, более 25% скважин числятся бездействующими. Среднесуточный дебит по эксплуатационному фонду с 1990 г. уменьшился почти на 35%. Вместе с тем, с 1995 г. наблюдается его стабильное увеличение по новым скважинам. Большинство эксплуатируемых месторождений находится в завершающей стадии, что обусловливает высокий уровень обводненности продукции, который в среднем по ним превышает 60%. [c.17]
Обозначим исходные данные следующим образом У — эксплуатационные затраты на 1 скв.-год эксплуатации, руб. X — удельный вес механизированных скважин в общем фонде скважин, % Д — средний дебит на 1 скв.-1год, т/скв.-год Z — стоимость основных производственных фондов, тыс. руб. V — объем закачки воды (газа), тыс. м3 W — удельное содержание воды в добываемой жидкости (обводненность нефти), % С — общая численность промышленно-производственного персонала, чел. [c.24]
Пример. Средний дебит скважин на один скважино-месяц, отработанный в НГДУ, снизился за год с 920 до 880 т., т. е. на 4,35 %, всего было отработано 2400 скважино-месяцев, оптовая цена на нефть для данного района составляет 15 руб/т, отчисления на геологопоисковые и геологоразведочные работы — 1,0 руб/т, рентные (фиксированные) платежи — 0,9 руб. /т, эксплуатационные затраты, пропорциональные добыче нефти — 6,8 руб/т, среднегодовая стоимость производственных фондов — 25 млн. руб. Определить изменение рентабельности НГДУ за счет естественного снижения дебнтов скважин. [c.367]
Из рассматриваемых факторов наибольшие колебания имеют средний дебит на отработанный скважино-месяц (Vxi = 66,4%), объем воды, закачиваемой в пласт (У%3 = 88,0%). Это показывает, что в изучаемых4 НГДУ наблюдается большое различие в объемах добычи нефти и газа и в ассортименте выпускаемой продукции. Значительная колеблемость показателей механизированной добычи нефти (VXz =68,3%) и обводненности нефти (Vx, - 34,9%) — также указывают на большое различие в техническом уровне производства. Наличие некоторых колебаний в фондоемкости на одну скважину эксплуатационного фонда (F ,, =. 38,1%) и в показателе средней стоимости вводимых в эксплуатацию эксплуатационных, контрольных, нагнетательных и разведочных скважин (F 13 = = 27,7%) говорит об определенных различиях в структуре основных фондов и организации производства. [c.83]
Для сравнения НГДУ лучшим показателем является коэффициент вариации (четвертая строка, табл. 31). Особенно отличается НГДУ по средним процентам обводненности нефти (в среднем 43,61%), времени эксплуатации (53,08%), фондоемкости на одну скважину (29,72%). Как следствие большой вариации факторов, наблюдается заметная вариация и уровня себестоимости добычи нефти и газа (18,4%). Силу связи между вариациями себестоимости добычи нефти и газа и факторов вскрывают частные коэффициенты корреляции. Наиболее сильно коррелируют с себестоимостью добычи нефти и газа обводненность нефти (0,52), средний дебит (0,38), время (0,14), а наиболее слабо — фондоемкость на одну скважину эксплуатационного фонда (0,1). [c.96]
Построение и оценка аналитических зависимостей основных факторов от времени позволяет рекомендовать для прогнозирования средний дебит на отработанный скважино-месяц (в т) — In Хг = 3,5 + 0,li + 0,591n t обводненность нефти (в %) — In Х5 = 3,67 + 0,13< — 0,94 In t удельную численность промышленно-производственного персонала на одну скважину действующего фонда (чел./скв.) —In X8 — 0,75—0,008 t +0,18 In t газовый фактор (газ м3/нефть т) — Х14 = =5,27—0,111 + 0,555 In t фондоемкость на одну скважину эксплуатационного фонда (тыс. руб./скв.) —In Xie = 4,15+0,ll — -0,138 In t. [c.112]
За прошедшие годы средний дебит одной скважины снизился с 30 до 8 тонн в сутки. Доля скважин с дебитом до 5 тонн в сутки в настоящее время составляет 47,5% фонда, в том числе с дебитом до 1 тонны в сутки — 13% от всего фонда. В то же время добыча нефти по этому фонду не превышает 14,7% суммарной добычи, то есть практически половина эксплуатационных затрат приходится лишь на 1/6 добычи нефти60. [c.160]