Использование формулы (72) вместо (71) объясняется наличием априорной информации о снижении темпов падения) производительности труда, начиная с 1973 г. (на четвертой стадии разработки месторождения), ежегодно на 5%. [c.144]
О р у д ж е в С. А. Основные задачи совершенствования разработки нефтяных месторождений, вступающих в позднюю стадию.— Нефтяное хозяйство , 1969, № 2, с. 1—5. [c.207]
Важный фактор, влияющий на уровень себестоимости добычи нефти, — темпы отбора нефти по месторождению (залежи). На одном из нефтяных, месторождений в 1955 г. был проведен эксперимент с целью установления влияния темпов отбора нефти на величину текущей нефтеотдачи пластов и характер обводнения залежи. Эксперимент одновременно позволил выявить зависимость себестоимости добычи нефти от этого фактора. Он проводился на ранней стадии разработки и продолжался три года. Суммарный отбор нефти на начало эксперимента составлял около 7 % балансовых запасов, обводненность продукции — 1,7%. Темпы отбора нефти по пластам были увеличены в 2,0 — 2,5 раза по сравнению с проектными. [c.75]
Важнейшими из них являются 1) природные условия (географическое расположение, условия добычи нефти в море, глубина залегания залежи, производительность пластов и скважин, физико-химические свойства нефти и газа, стадия разработки) 2) технический уровень производства 3) уровень организации производства, труда и управления 4) сдвиги в размещении нефтегазодобычи и связанное с ними освоение отдаленных, малообжитых районов 5) сроки освоения новых месторождений и залежей 6) стоимость бурения скважин и нефтепромыслового строительства. [c.298]
В нефтедобывающей промышленности ведущее положение в общем объеме капитальных вложений занимают вложения в объекты, непосредственно связанные с добычей нефти (сооружение и оборудование эксплуатационных и нагнетательных скважин, сбор и транспорт нефти и попутного газа, подготовка нефти и др.). На них в 1961 — 1965 гг. приходилось 62,5% всех капитальных вложений. В 1966— 1970 гг. доля этих затрат в связи с переходом многих месторождений Волго-Уральского района, Северного Кавказа и Закавказья в позднюю стадию разработки, а также повышением эффективности [c.311]
Нарастающей проблемой в нефтедобыче России становится постепенное истощение недр и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. За последние десятилетия общие разведанные запасы нефти в стране возросли примерно в 2-2,5 раза, зато доля трудноизвлекаемых увеличилась более чем в 10 раз и составила не менее 50 процентов. Многие месторождения характеризуются поздней и завершающей стадиями разработки. В Башкирии, например, как минимум 52 процента запасов относится к категории трудных , а из 1,8 млрд. тонн извлекаемых [c.9]
По мере перехода уникальных месторождений Западной Сибири в заключительную стадию разработки в число актуальных выдвигается проблема использования запасов низконапорного газа, которые очень скоро достигнут нескольких сотен млрд. м3, а в перспективе до 2010-2015 гг. превысят 1,5 трлн. м3. [c.28]
В восьмой пятилетке нефтегазодобывающая промышленность достигла существенных количественных и качественных различий по сравнению с предшествующим пятилетием. Так, добыча нефти за пятилетие превысила 1,5 млрд. т, что в полтора раза больше чем было добыто за 1961—1965 гг. Добыча газового конденсата в 1970 г. составила 4,23 тыс. т. Добыча газа за 1966—1970 гг. достигла почти 850 млрд. м3, что в 1,85 раза превысило объем добычи за предшествующее пятилетие. При. этом нужно иметь в виду, что в предшествующие годы добыча нефти и газа базировалась на месторождениях Урало-По-волжья, Кавказа, Украины, где месторождения находились в начальной или средней стадии их разработки, когда извлекалась необводненная или малообводненная нефть. В восьмой пятилетке в разработке находилось 450 нефтяных месторождений. Они обеспечивали основной прирост и объем добычи нефти по стране. [c.28]
На организацию производства в НГДУ значительно влияет стадия разработки месторождения. На более поздних стадиях усиливается роль ремонтных служб и служб по исследованию скважин, так как изменение природных условий разработки нефтяных месторождений вызывает резкое изменение показателей работы оборудования. Например, по НГДУ Туймазанефть в" 1966 г. каждый насос КНС ремонтировался 1,9 раза, а за 1971 г. уже 3,9 раза. При одной и той же протяженности водоводов число их порывов увеличилось в 7 раз. Количество исследований, приходящихся на одну скважину, возросло с 4,5 в 1966 г. до 10,2 в 1971 г. В результате использования сточных вод для ППД (характеризующихся большей агрессивностью) на 41,2% сократился межремонтный период работы насосов (с 3561 ч в 1966 г. до 2097 ч в 1971 г.). [c.58]
Другой причиной является то, что большинство авторов а своих исследованиях ограничивались небольшим периодом времени (5—10 лет) и, как правило, ранними стадиями разработки месторождений. Кривые характеризующие изменение производительности труда во времени, в этих работах изобража- [c.98]
В первые 10—15 лет разработки месторождений (первая стадия) производительность труда растет, затем в течение 3— 6 лет (вторая стадия)—стабилизируется на одном уровне с небольшими отклонениями и затем начинает падать (третья стадия . Причем темпы падения производительности труда на третьей стадии в первые годы очень высоки и составляют по НГДУ, разрабатывающим девонские месторождения, 15—22% в год. По НГДУ, разрабатывающим угленосные месторождения (НГДУ Чекмагушнефть), они в 1,5 раза меньше. [c.99]
Метод трехмерной сейсмической разведки, используемый на стадии разработки месторождений и иногда при поисковых работах, намного повысил эффективность бурения. Стоимость работ при трехмерной сейсморазведке составляет 6-80 тыс. долл./км2 иа суше и 7—25 тыс долл./км2 на море, тогда как при двухмерной сейсморазведке соответственно 2-20 и 0,5-1,5 тыс. долл./км2. Несмотря на относительно высокие затраты, метод трехмерной сейсмики широко используется и в России, и за рубежом, так как получаемая информация позволяет резко снизить неудачи бурения и повысить производительность скважин. Коэффициент успешности [c.147]
Законтурное и внутриконтурное заводнение, применяемое в начальной стадии разработки для поддержания пластового давления, нельзя смешивать с методами закачки воды или газа в пласты с истощенной пластовой энергией, из которых почти полностью добыта нефть, извлекаемая при естественных малоэффективных режимах. Закачка воды в такие истощенные пласты получила название вторичных методов добычи нефти. К вторичным методам относятся все методы Добычи остаточной нефти. Количество остаточной нефти в продуктивных пластах обычно превышает объем нефти, который уже добыт на месторождении из данного пласта. Поэтому повышение коэффициента нефтеотдачи, который в среднем по миру составляет 30 %, является реальным направлением значительного увеличения добычи нефти. Так, в США, по данным И. X. Крама, коэффициент нефтеотдачи при преобладании в 1950—1960 гг. первичных методов добычи колебался от 15 до 28%. В 1960— 1970 гг. за счет применения вторичных методов (закачка воды, газа, термическое воздействие на пласт) он достиг 33—37 % В конце 70-х годов в результате внедрения новых методов интенсификации добычи (закачка газа высокого давления, сжиженных нефтяных газов с последующей продувкой газом и водой, внутрипластовое сжигание нефти, ядерные взрывы и др.) коэффициент нефтеотдачи несколько повысился. В США более 75 % скважин низкодебитные — менее 0,5 т/сут. Поэтому более 70 % нефти США добывается из месторождений, разрабатываемых с применением различных методов воздействия на пласт. [c.82]
Изучение динамики дебитов скважии (см, ряс. 1,6 — I, г и табл. 17 и 43) позволяет глубже вникнуть в механизм изменения во времени производительности труда. Так, период йаявмсшето первоначального дебита скважин не превышает 3 лет, даете чего начинается его систематическое падение, средаетодешае темпы которого для девонских месторождений составляем i ai первой стадии разработки 4 — 5%, на второй — 1—1,5%, й ж третьей — 15 — 16%, в начальный период четвертой [c.102]
В книге приведенд обоснование 17 факторов производительности труда и предложена схема их классификации, согласующаяся с межотраслевой классификацией Госплана СССР. По каждому фактору предложены конкретные показатели, их характеризующие, разработана система кодирования факторов для использований в АСУ—нефть . В результате проведенных исследований установлено, что все многообразие известных в настоящее в,ремя факторов производительности труда характеризуется бйлее чем 60 количественными и 5 качественными показателями, диапазон колебания которых весьма значителен. ( Природные условия разработки нефтяных месторождений, характеризуются большой пестротой параметров, которые во многом определяют значительные различия (почти в 650 раз по анализируемым НГДУ) уровней производительности труда. В процессе эксплуатации нефтяные месторождения проходят четыре стадии разработки, вследствие этого с каждым годом все больше месторождений вступает в поздние стадии разработки, когда дебиты скважин по нефти и объем добычи нефти резко снижаются, а процесс добычи нефти непрерывно усложняется. [c.183]
Применение метода циклического заводнения и переменных потоков жидкости целесообразно на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, находящихся на любой стадии эксплуатации. Наиболее высокий эффект — повышение коэффициента нефтеотдачи, на 10—18% по сравнению с обычным заводнением — может, быть получен при применении его с самого начала разработки. На Якушкинском и Калиновском месторождениях, на которых циклическое заводнение осуществлялось в течение нескольких лет с самого начала разработки, при продолжительности периодов закачки 0,5— 7 сут. эффект оценивается в 5—8%. Применение этого метода на поздней стадии разработки дает повышение коэффициента нефтеотдачи на 2—5%. Такой эффект был получен на месторождениях Покровском, Кулешовском и др., на которых циклическое заводнение проводилось в течение 3—4 лет с продолжительностью циклов 2— 3 мес. [c.10]
Важно отметить, что оценки ЕЕА производства газа в Европе дают в 2005 г. — 306 млрд. куб. м, в 2010 г. — 389 млрд. куб. м, а в 2020 г. — 277 млрд. куб. м. Хотя эти данные представляются сильно завышенными, они все же показывают, что к 2020 г. ожидается падение добычи газа в 1,5 раза по сравнению с максимумом в 2010 г. Это будет означать существенную нехватку газа на внутреннем рынке, восполнить которую может только импорт из РФ. По-видимому, роста объемов перевозок сжиженного газа из стран Северной Африки и Среднего Востока будет недостаточно для покрытия образующегося дефицита. Однако, чтобы возможность наращивания объемов добычи газа в РФ существовала, необходимо инвестировать в газодобывающую отрасль РФ в среднем по 7,2 млрд. в год, согласно нашим расчетам (по оценке ИНЭИ РАН — от 7 до 8 млрд. в год, по оценке DOE — 8,5 млрд. в год). Если добыча газа в РФ не будет поддерживаться вовсе, то уже к 2010 г. Европа столкнется с резким дефицитом газа при любых реалистичных сценариях импорта из других регионов. Существуют и другие прогнозы [132,133], согласно которым разрабатываемые газовые месторождения в Северном море будут продуктивны в течение еще 25 лет. В таких вариантах не учитывается рост себестоимости добычи при эксплуатации мелких месторождений в стадии их исчерпания, так что разработка может оказаться нерентабельной. Поэтому наша оценка в 10-15 лет представляется более корректной. [c.67]
Эффективным методом повышения рентабельности на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов. За первые 14 лет применения этого метода по Октябрьскому нефтяному месторождению (Чечено-Ингушская АССР) объем реализации нефти возрос на 16,5 млн. руб. Экономия от снижения себестоимости составила 7,6 млн. руб. при приросте производственных фондов 2,6 млн. руб. [c.95]
Немаловажным фактором поддержания конкурентного уровня в освоении ресурсной базы компаний является рационализация издержек на всех стадиях открытия, освоения и эксплуатации месторождений. Основные успехи в области рационализации издержек связывают с научно-техническим прогрессом в подготовке структур, поисках, разведке и разработке нефтяных месторождений. Однако влияние исчерпания дока-1ннных запасов и рентабельных ресурсов оказывается доминирующим, и мероприятия ПТП не в состоянии изменить неблагоприятную тенденцию роста затрат. Следовательно, устойчивое развитие нефтяной промышленности возможно лишь за счет интенсификации ГРР в новых перспективных районах с целью открытия месторождений с запасами повышенного качества. Одновременно необходимо искать пути иыгодного освоения трудноизвлекаемых ресурсов. К последним относятся залежи с высоковязкой нефтью, низкопроницаемыми коллекторами, наличием газовой шапки. Затраты на их освоение в среднем в 2—3 раза превышают затраты на использование активных запасов. Кроме того, на стоимость освоения трудноизвлекаемых запасов огромное влияние оказывают такие факторы, как средние дебиты скважин, глубины залегания, удаленность от промышленных центров, развитие инфраструктуры, принадлежность к шельфовым запасам и т.д. Так, в Волго-Уральской области с ростом глубины удельные затраты возрастают в 1,4 раза при переходе интервалов бурения от 1,5 до 3 км и в 1.5-3 раза при переходе к глубинам 3-5 км. На больших глубинах происходит прогрессивное возрастание затрат. [c.21]