Как следует из сравнения приведенных данных, на предприятии 1 больше суточная производительность и число дней работы, на предприятии 2 — степень использования сырья (выход целевой продукции, глубина превращения исходного сырья, коэффициент эффективности крекинга) и межремонтный пробег. Использование опыта каждого предприятия позволит значительно увеличить выработку продукции. [c.140]
Значительные качественные сдвиги в работе отрасли произошли в 1988 г. Обеспечено ускорение темпов роста эффективности производства, план по товарной продукции выполнен на 100,8%. По сравнению с 1987 г. объем товарной продукции увеличился на 1,9%. Весь прирост объема производства отрасли получен в результате повышения производительности труда при сокращении численности работающих на 10 тыс. человек. При этом рост производительности труда, рассчитанный по чистой продукции, составил в 1988 г. 111,8%. Договорные обязательства по поставкам продукции в соответствии с госзаказом и по прямым связям выполнены на 99,2%. По сравнению с 1987 г. глубина переработки нефти возросла на 1,8 пункта. Это позволило дополнительно получить более 7,5 млн т моторных топлив и других нефтепродуктов. [c.77]
Как показывают приведенные данные, объем переработки нефти за два года работы предприятий в условиях полного хозрасчета не только не возрос, но даже сократился. В то же время эффективность использования нефти возросла — съем с 1 т нефти товарной продукции в 1987 г. повысился на 1%, а в 1988 г.— на 3,1%, в целом за два — на 4,1%, съем чистой продукции с 1 т нефти возрос в 1987 г. на 5%, в 1988 г.— на 10,4%, в целом за два года — на 16,9%. Глубина переработки нефти возросла в 1987 г. по сравнению с 1986 г. на 1,2%, в 1988 г.— на 3%, в целом за два года — на 4,2%. [c.99]
Углубление переработки нефти обеспечило народному хозяйству экономию 5,4 млн т нефти. При использовании старых оценочных показателей такое направление развития отрасли привело бы к значительному ухудшению всех экономических показателей нефтеперерабатывающей промышленности и соответствующему уменьшению фонда заработной платы. В результате повышения глубины переработки нефти чистая продукция в нефтеперерабатывающей промышленности возросла по сравнению с 1986 г. на 8,7% при приросте товарной продукции на 1,6%, в 1988 г.— соответственно на 8,9 и 0,5%. [c.99]
Отсутствие достаточно точных данных о геологических особенностях нижних интервалов (в особенности, по сравнению с относительно более разведанными верхними интервалами) приводит к такому распределению запасов, при котором значительным глубинам соответствуют очень небольшие запасы. [c.17]
Необходимость дальнейшего развития разведочных работ для быстрого приращения запасов нефти и природного газа связывается в США с усложнением горно-геологических условий, увеличением глубин скважин, глубин воды, отдаленностью морских месторождений и сложностью гидрометеорологической обстановки. Эти обстоятельства вызывают потребность в значительных капиталовложениях в разведку, добычу и транспорт первичных источников энергии, исчисляемых на период 1972—1985 гг. в размере 400—500 млрд. долл., и приведут к значительному росту цен на энергию. По расчетам Национального Совета США по нефти цены к 1985 г. по сравнению с 1970 г. могут повыситься на нефть — на 125% на природный газ — в 2,5 раза на уголь — на 30%. [c.184]
Эти сопоставления делаются не для того, чтобы еще раз продемонстрировать феноменальную прибыльность нефти третьего мира , залегающей, как известно, исключительно мощными пластами, на небольшой глубине, в сравнительно несложных геологических структурах и близко к экспортным портам. Сравнения сделаны с целью подчеркнуть всю сложность инвестиционных проблем, вставших перед монополиями и вообще перед Западом в деле разработки и освоения новых нефтедобывающих районов. Такая сложность могла бы теоретически и не возникнуть или возникнуть не столь масштабно. Практически же она с неумолимой логикой вытекает из неспособности монополистического капитала, ослепленного жаждой сверхприбылей, предвидеть реальный ход событий. [c.15]
Применение в объединении Краснодарнефтегаз нового реагента КМЦ-500 дало возможность успешно пробурить скважины на подсолевые отложения [31] и достигнуть требуемых глубин без значительных осложнений, в то время как отсутствие реагентов с аналогичными свойствами вынудило ликвидировать ряд скважин на общую сумму 3384,1 тыс. руб. Экономическую эффективность применения реагента КМЦ-500 можно определить путем сопоставления показателей при использовании известного и серийно выпускаемого реагента КМЦ-350. При этом необходимо учитывать увеличение потребности в КМЦ-350, так как при более высоких забойных температурах и минерализации по сравнению с оптимальными их значениями для данного типа реагента расход [c.86]
Примеры вариантов, разнящихся по характеру распределения во времени одних и тех же затрат либо эффектов, могут иметь и более сложное содержание. Возьмем проект строительства новой угольной шахты на поле с двумя угольными пластами - вышерасположенным более мощным и лежащим на большей глубине маломощным вторым пластом. Оба пласта являются кондиционными, но себестоимость разработки первого будет значительно ниже, чем второго. Перед проектировщиками стоит задача проектировать ли последовательную разработку сначала первого, а уже затем второго пласта, либо вскрывать оба пласта одновременно и вести параллельную их разработку. Экономические показатели этих двух вариантов проекта будут совершенно разными более выгоден первый из них, при котором больший приток ежегодной прибыли будет достигнут уже в ближайшее время. Впрочем, этот вывод требует дальнейших уточнений, связанных с фактором разновременности затрат. Ведь ускоренное вскрытие второго, более глубокого, пласта потребует соответственно ускоренных капиталовложений, по сравнению с первым вариантом, и это снизит сравнительную его эффективность. Еще более усложнится данная задача, если капиталовложения и прибыли от разработки первого и второго пластов будут неодинаковы в сравниваемых вариантах. Например, одновременное вскрытие обоих пластов окажется, по чисто технологическим причинам, несколько дешевле (или - дороже), чем разнесенное во времени. Сказать заранее без проведения специальных расчетов, какой из рассматриваемых вариантов проекта окажется более выгодным, нельзя. Конечный вывод в большой степени зависит от конкретных условий решаемой задачи. [c.120]
При изменении по сравнению с техническим проектом глубины скважины и соответственно глубины спуска и крепления колонн сметную стоимость этих работ пересчитывают, умножая затраты, зависящие от 1 м проходки по данному интервалу, на коэффициент, представляющий собой отношение плановой глубины скважины к базисной. К этой сумме добавляют затраты, зависящие от времени. Объемы буровых работ в сметных ценах рассчитывают по форме, приведенной в табл. 38. [c.326]
Имея в виду, что при строительстве скважин кустами по сравнению с вертикальным бурением будут изменяться глубина скважин, коммерческая скорость бурения, коэффициент занятости буровой бригады в бурении и коэффициент оборачиваемости буровых установок, и, обозначая эти параметры через штрих, аналогично изложенному выше, можно написать следующие формулы для определения количества скважин, которое может быть пробурено одной буровой бригадой за один год коэффициента занятости буровой бригады в бурении срока разбуривания месторождения для строительства N скважин при одновременной работе т буровых бригад и потребного количества буровых установок для строительства N скважин за аналогичный срок Т, т. е. [c.80]
Анализ фактических материалов показывает, что при строительстве наклонных скважин на море основная доля затрат (70— 80%) приходится на процесс бурения скважин. Поэтому, в снижении капитальных затрат а строительство скважин на море наибольший эффект может быть получен от снижения затрат на бурение скважин. Уменьшение диаметра скважин является большим резервом сокращения затрат на процесс проводки скважин. Переход к бурению эксплуатационных наклонных скважин долотами диаметром 214 и 190 мм для глубин 700—1600 м на площадях Артем-море и банка Дарвина привел к сокращению затрат на 17— 29% по сравнению с бурением скважин диаметром 269 мм. [c.133]
Из табл. 29 следует, что с уменьшением диаметра скважин проходка на долота снижается, что приводит к росту их расхода. Исключение составляет лишь случай бурения 243-мм долотом по сравнению с 269-мм долотом для глубин скважин 700—1000 м. [c.134]
Механическая скорость проходки при уменьшении диаметра наклонных скважин в основном увеличивается, за исключением случаев бурения 214-мм долотом по сравнению с 243-мм долотом на глубине 1201 —1400 м и 190-мм долотом по сравнению с долотами других размеров при бурении скважин глубиной 1401— 1600 м. Почти аналогичная картина наблюдается и в отношении изменения рейсовой скорости проходки. [c.134]
При бурении долотами уменьшенного диаметра большая коммерческая скорость достигается при работе 190-мм долотом по сравнению с 214-мм долотом лишь при проходке скважин на глубину 1001 —1200 м, а в остальных случаях коммерческая скорость бурения 214-мм долотом выше, чем при бурении 190-мм долотом. [c.135]
При уменьшении диаметра наклонных скважин затраты времени на ремонтные работы существенно сокращаются. Так, при бурении на глубину 1401 —1600 м время ремонтных работ в случае применения 243, 214 и 190-мм долот сокращается по сравнению с 269-мм долотом соответственно в 1,26 1,86 и 3,1 раза. [c.137]
Себестоимость 1 м проходки с уменьшением диаметров наклонных Скважин снижается. Для глубин 700—1000 м меньшая себестоимость достигается при работе 214-мм долотом по сравнению с 190-мм долотом, а для глубин бурения 1001 —1200 и 1401 — 1600 м наблюдается обратная картина. Это объясняется тем, что в первом интервале на сокращение затрат материалов и средств преобладающее влияние оказывает увеличение коммерческой скорости бурения, а для двух последних интервалов — сокращение затрат от уменьшения диаметра скважин. [c.137]
Для оценки трудоемкости проходки скважин различного диаметра можно за косвенный показатель принять объем разрушаемой породы, приходящийся на 1 м проходки. Тогда при глубинах скважин 4400 м, спуска кондуктора 200 м, промежуточной колонны 2500 м, хвостовика 3500 м (при бурении долотом диаметром 190 мм) объем разрушаемой породы на 1 м проходки для рассматриваемых четырех вариантов конструкции скважин составит соответственно 0,0946 0,0742 0,0553 и 0,08081 м3. Следовательно, по сравнению с бурением 269-мм долотом переход к 243 214 и 190-мм долотам [c.141]
Если исходить из существующей методики определения средней глубины скважин, т. е. их средневзвешенной величины, то получится, что для указанных выше двух буровых предприятий средняя глубина скважин одинакова и составляет 2500 м. Поскольку и количество скважин одинаково, то по обоим буровым предприятиям одинаковыми должны быть и объем работ, и "трудоемкость бурения. Однако такой подход не соответствует действительности, и это поставило бы второе УБР в худшие условия по сравнению с первым. [c.147]
Для расчета коэффициента К2 при снижении глубины скважин в планируемом году по сравнению с базисным в [4] предлагается исходить из разности (2—/(2). Совершенно не ясно, откуда получается и что означает выражение (2—Кг), каков физический смысл числа 2 и, наконец, как в этом выражении все же определить величину Л 2 Например, какова будет величина /С2, если глубина скважин в базисном году 2000 м, а в планируемом — 1200 м [c.153]
Следовательно, основной прирост выработки валовой продукции на 5,2% по сравнению с планом (см. табл. 8) в рассматриваемом примере произошел в результате более качественного использования сырья. Это могло явиться результатом и сокращения расхода топлива собственной выработки, и потерь, и увеличения мощности установок, перерабатывающих вторичное сырье, и повышения глубины переработки. [c.39]
В условиях сокращения спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке нефтеперерабатывающие заводы загружены в среднем на 60% производственных мощностей. Продолжается снижение объемов нефтепереработки. Несмотря на то, что многие НПЗ начали реализовывать программы модернизации своих нефтеперерабатывающих установок, средняя глубина переработки нефти на российских заводах по сравнению с западными небольшая и находится на уровне 62,7%. На внутренний рынок было поставлено 94% произведенного в стране автомобильного бензина, 55% дизельного топлива и 59% топочного мазута. Экспорт бензина практически не увеличился из-за его несоответствия новым европейским стандартам качества и высокой цены. Большую часть в экспорте нефтепродуктов из России занимает топочный мазут. [c.16]
При изменении по сравнению с техническим проектом глубины бурения затраты на обсадные колонны и цемент умножают на отношение глубин планируемой к проектной (базисного года). [c.223]
Большую эффективность получают при использовании легких унифицированных, высокомеханизированных и автоматизированных буровых установок, рассчитанных на глубину бурения от 25 до 3000 м. Опыт применения легких буровых установок в районах Урало-По-волжья, Сибири, Кавказа и Средней Азии показывает, что они по сравнению с тяжелыми буровыми установками при бурении глубоких разведочных скважин обеспечивают значительное снижение затрат общественного труда за счет уменьшения потребностей в транспорте, металле, цементе, глине, воде и других материалах, а также роста скоростей разрушения горных пород. [c.34]
В себестоимости нефти всех рассматриваемых районов значительная доля приходится на амортизацию скважин. Вместе с тем и по этой статье имеются различия. Наименьший удельный вес амортизации, наблюдаемый в Западной Сибири, связан с меньшей глубиной скважин в этом районе (что приводит к их удешевлению по сравнению с другими районами) и более высокими дебитами фонтанирующих скважин. Интересно отметить, что несмотря на большую глубину скважин в Чечено-Ингушетии удельный вес амортизации здесь находится на среднем уровне благодаря высокому дебиту этих скважин. [c.308]
Приведенные темпы роста производительности труда в бурении в Главтюменнефтегазе являются самыми высокими в отрасли. Для сравнения отметим, что если в 1973 и 1974 гг. средняя проходка на одну работающую установку в год составила соответственно 39,4 и 41,9 тыс. м при средней глубине скважин 2245 и 2260 м, то в США в 1973 г. она составила 34,2 тыс. м при средней глубине скважин 1550 м. [c.11]
Практика проходки наклонных скважин роторным способом на бакинских и грозненских промыслах выявила существенные недостатки этого способа, послужившие причиной частых аварий, недоведения скважин до проектных глубин в соответствии с проектным профилем, низких технико-экономических показателей бурения по сравнению с проходкой вертикальных скважин. Эти отрицательные явления возникали вследствие вращения бурильной колонны, образования желобов в стенках ствола и уступов в местах установки отклонителя, что требовало спуска дополнительных промежуточных колонн изменения положения отклонителя в процессе проходки скважины и т.д. Следует также иметь в виду, что наклонный ствол вначале забуривали долотом меньшего диаметра, а затем ствол расширяли до нормального диаметра. [c.13]
Себестоимость 1 м проходки наклонных скважин при одинаковых условиях бурения больше, чем вертикальных скважин, и с ростом глубины разность между ними увеличивается. Так, если для глубин 3401—3800 м себестоимость 1 м проходки наклонных скважин по сравнению с вертикальными больше на 5—8%, то для глубин 3801—4200 м она больше на 14—21%. Применение алмазных долот в наклонных скважинах глубиной 4201—4600 м привело к снижению себестоимости 1 м проходки относительно вертикальных скважин, пробуренных трехшарошечными долотами, на 2-4%. [c.72]
Эти недостатки в эксплуатационном бурении удалось устранить благодаря проходке наклонных скважин. Уже в 1971 и 1972 гг. объем наклонного бурения эксплуатационных скважин достиг соответственно 26 и 40%. При бурении наклонных скважин на Речицком, Осташковичском и Вишанском месторождениях Белорусской ССР по сравнению с вертикальными (при сопоставимых средних глубинах) проходка на долото оказалась выше на 11,7%, механическая скорость — на 37,3%, рейсовая — на 23%, коммерческая— на 34,5%, а себестоимость 1 м проходки, наоборот, ниже на 17,4% (табл. 16) [1]. [c.74]
Применение отдельных морских оснований позволяет осваивать более глубоководные участки морских нефтяных и газовых месторождений. Освоенная" глубина сторктельства отдельных морских оснований в СССР достигает 60 м. Они по сравнению с эстакадой менее металлоемкие и более экономичные. Вместе с тем строительство отдельных морских оснований, а также куста вертикальных и наклонных скважин с этих оснований в значительной степени зависит от морских условий. Каспийское море характеризуется сложными гидрометеорологическими условиями. Кроме инженерно-геологических особенностей (рельеф дна, сильное течение воды, сложность грунта и др.), строительство гидротехнических сооружений также затрудняют частые штормы, ураганы и ветры большой разрушительной силы, скорость которых часто достигает 40 м/с. Поэтому в зависимости от месторасположения морской площади количество рабочих дней в году сокращается в различной степени. Так, например, если для площадей Бухта Ильича, Песчаный-море, Карадаг-море, которые защищены от северных ветров, количество рабочих дней в году достигает 250— 280, то для месторождений Артем-море, банка Дарвина, Нефтяные Камни, Грязевая Сопка, Жилой-море, банка Андриевского, банка Апшеронская вследствие сильных северо-западных и северовосточных ветров количество рабочих дней в году достигает 150—160. Поэтому строительные работы с применением плавсредств производятся только в пределах 40—45% календарного времени, а остальные 55—60% составляют непроизводительные простои. Это обстоятельство является одной из основных причин показанного выше ограниченного количества строительства отдельных морских оснований в году на морских площадях Азербайджана. Такое значительное сокращение количества рабочих дней в году оказывает весьма существенное влияние также на темпы строительства вертикальных и наклонных скважин с от-100 [c.100]
С применением МОГТ увеличилась глубина исследования в среднем более чем на 20.%. К основным преимуществам этого метода по сравнению с сейсморазведкой отраженных волн относится большая разрешающая способность, высокая информативность получаемых данных. Это способствует развитию многочисленных направлений цифровой обработки. Широкое применение метода стало возможным, благодаря использованию станций с цифровой регистрацией и обработкой данных на ЭВМ, что обеспечило значительное ускорение работ по выявлению структур, создало предпосылки превращения сейсморазведки из косвенного метода поисков нефтяных и газовых месторождений в прямой. Стало возможным отказаться от дорогостоящего колонкового бурения, высвободить значительную численность работников (до 40 %), занятых на разведочных работах, повысить производительность труда и снизить себестоимость конечной продукции в геологоразведке. [c.51]
Общее изменение объема чистой продукции в отчетном году по сравнению с базисйЬш годом на НПЗ может складываться за счет следующих факторов ввод в действие новых установок,изменение экстенсивного и интенсивного использования действующих установок, изменение степени использования сырья или глубины его переработки, изменение ассортимента и качества вырабатываемых нефтепродуктов, изменение материалоемкости выпускаемой продукции, изменение потерь нефти и нефтепродуктов, изменение расхода технологического топлива. [c.124]
Основными факторами, способствующими увеличению нефтеотдачи при нагнетании горячей воды и перегретого пара, являются снижение вязкости и тепловое расширение нефти. Область применения метода закачки в пласт теплоносителей ограничивается глубиной залегания пластов. Ввиду того что при закачке пара значительное количество тепла теряется в стволе скважины, применение пара без специальных мер по сокращению теплопртерь целесообразно лишь до глубин 800—1000 м. Основной эффект здесь обеспечивается прогревом пласта и снижением в результате этого вязкости нефти, поэтому применение его оправдано на месторождениях с вязкостью нефти 30—100 сП и более и большой мощностью пластов, по которым коэффициент нефтеотдачи в условиях режима истощения не превышает 10—20%. Эффект от применения метода может быть существенным. Конечный коэффициент нефтеотдачи 35—50% может быть достигнут там, где обычное заводнение дает незначительный эффект. Ожидаемое повышение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с режимом истощения—25—30%. [c.16]
Горячая вода как теплоноситель менее эффективна по сравнению с перегретым паром потери тепла водой в скважинах на каждые 100 м глубины составляют 2— 3%. Применение горячей воды может быть целесообразно на месторождениях с глубиной залегания продуктивных пластов до 1500—1600 м в особых случаях (высоко-парафинистая нефть и пр.) с целью поддержания пластовой температуры. [c.16]
Однако до настоящего времени проходка на долото остае ся относительно низкой (в сравнении с зарубежной практике Особенно она падает при увеличении глубины залега ия разбуриваемых пород. Созданные вновь высокоэффективъ ые долота поступают на производство в ограниченных количествах. Отсутствие их массового внедрения не может обеспечить зна и-тельного роста среднего показателя. [c.28]
Пример. Необходимо установить условия эффективного применения (iy-ровой установки Уралмаш-125ДГП использование которой рекомендуется гри бурении скважин глубиной 2500—4000 м. За базу сравнения примем пока а-тел и (табл. 11), полученные при использовании серийной буровой установи Уралмаш-125БД70. Г [c.80]
Данные отработки долот (см. табл. 27) показывают на го, что роторный способ обеспечивает значительный рост проходки за рейс по сравнению с бурением турбобуром и электробур Причем разница в показателе (с турбинным способом) возр тает с глубиной. Так, если в интервале 0 — 1000 м она составл 19Р/о, то на глубине 2000—2500 м — 25%, а в интервале 300(1-3500 м — уже 63%. Однако роторный способ имеет худшие зультаты по времени механического бурения, особенно в ср пении с турбинным способом, как по отдельным интервалам, гак и по скважине в целом (табл. 29). [c.112]