Важным фактором издержек являются качество и свойства нефти. Извлечение легкой нефти из недр обходится значительно дешевле, чем тяжелой. Высокий дебит скважин на Ближнем и Среднем Востоке объясняется в большой мере тем, что местная нефть - легкая. И степень извлечения легкой нефти из недр равна 30-35 % в сравнении с 16-22 % тяжелой нефти. [c.20]
Существует мнение, что добыча тяжелой и сверхтяжелой нефти из нетрадиционных источников (битуминозных песчаников и др.) может быть экономически оправдана лишь при ценах на нефть не ниже 257-294 долл./т. Наиболее крупные запасы тяжелой нефти сконцентрированы в поясе Ориноко (Венесуэла) размерами 460 х 40 км величина их оценивается в 140-170 млрд. т, в том числе извлекаемые при современных технологиях запасы составляют 25-30 млрд. т. Эта нефть характеризуется высоким содержанием серы и других примесей, но вязкость ее небольшая. Средний дебит скважины составляет 25 т/сут., после закачки пара он увеличивается до 100 т/сут. Значительные ресурсы тяжелой и сверхтяжелой нефти и битума имеются также в Канаде, США, Ираке, Западной Европе, России. [c.20]
Из способов интенсификации добычи в последние годы широко используют гидроразрыв пласта, вследствие чего улучшаются условия для притока нефти к эксплуатационным скважинам и приемистость нагнетательных скважин. Гидравлический разрыв весьма эффективен. Дебит скважин после гидроразрыва возрастает в-1,5—2 раза и более. Дополнительные затраты на проведение гидроразрывов окупаются в короткий срок. [c.46]
Среднесуточный дебит скважин (од- ой или группы) —это среднее количество тонн нефти (тыс. м3 газа), добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин). Он определяется отношением общей добычи нефти (газа) к числу скважино-суток, отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени. [c.114]
Дебит скважин на скважино-месяц отработанный можно определить умножением среднесуточного дебита -на 30, т. е. на число суток в скважино-месяце. [c.116]
Среднесуточный дебит скважины (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или на проведение геолого-технических 120 [c.120]
Степень использования скважин по мощности или показатель интенсивного их использования можно было бы определить на основе дебита в единицу рабочего времени (см. гл. VII) как отношение среднего дебита к максимально возможному (проектному). Следует иметь, однако, в виду, что в силу особенностей эксплуатации нефтяных и газовых залежей фактический дебит скважин никогда не отличается от максимально возможного (при разработке залежей без проекта) и проектного (при разработке залежей по проекту). Поэтому коэффициент интенсивного использования скважин всегда равен единице. [c.152]
За 1965—1977 гг. производительность скважин в стране увеличилась на 30,6%. По старым нефтедобывающим районам дебит скважин неуклонно снижается. Это объясняется не только ухудшающимися условиями разработки старых нефтяных месторождений, но и причинами организационно-технического характера. Как показывает практика, при проведении мер, направлен- [c.156]
В добыче нефти к факторам, влияющим на структуру себестоимости, относятся дебит скважин, их обводненность, способы добычи, сбора и подготовки нефти и т. п. [c.255]
Более существенный прогрев призабойной зоны пласта происходит при введении в него горячего агента— воды или пара. Нагнетание в пласт пара температурой до 400°С более эффективно. Пар закачивается в скважину под значительным давлением в течение нескольких суток. После такой обработки дебит скважины увеличивается в несколько раз. [c.84]
На основании утвержденного графика замера эксплуатационных скважин определяют дебит скважин. Результаты замеров записывают в журнал замеров скважин 1. В этот же жур- [c.162]
При отсутствии проекта разработки месторождения дебит скважин планируют по отдельным скважинам или группам скважин, имеющих примерно одинаковый коэффициент месячного изменения дебита R. [c.226]
Дебит скважин (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое количество скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. Методика расчета в этом случае такая же, как и при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта. [c.231]
Среднесуточный дебит скважин 60. [c.330]
В нефтедобывающей промышленности рост объема добычи нефти всегда сопровождается снижением ее себестоимости. Определяющим фактором в таких случаях является дебит скважин. При падении дебитов рост объема добычи достигается благодаря вводу в эксплуатацию дополнительных скважин [как для поддержания уровня добычи, так и для увеличения объема добычи), в связи с чем себестоимость добычи нефти рас-"ет. [c.53]
Основным натуральным показателем продуктивности место-I рождения в нефтедобыче служит дебит скважин — добыча неф- ти в расчете на единицу времени. Однако и этот показатель не I может быть надежной базой для сравнения продуктивности раз- личных месторождений и нефтяных площадей. Величина деби- та скважины зависит не только от естественных природных па- раметров данного месторождения, но и от факторов хозяйствен- ной деятельности человека и временного фактора (времени разработки месторождения). [c.100]
Характерной особенностью нефтяной и газовой промышленности является стадийность процесса добычи. На первой стадии разработки нефтяного месторождения преобладает фонтанный способ добычи. Дебит скважин в этот период наиболее высокий, а издержки производства наиболее низкие. По мере выработки месторождения наблюдается тенденция к падению дебита—предприятия переходят на механизированный способ добычи с применением дополнительных нагнетательных скважин [c.100]
Разработка морских нефтяных и газовых месторождений связана с необходимостью сооружения специальных искусственных площадок под буровые, осуществления антикоррозийных мероприятий, применения специализированного морского транспорта. Процесс строительства скважин во многом зависит от метеорологических условий. Поэтому эффективность их разработки будет определяться комплексом факторов, характеризующих технику, технологию и организацию буровых работ и нефтегазодобычи, а также промышленные запасы нефти и газа, дебит скважины и т. д. [c.41]
В цикле строительства скважин уменьшение диаметра последней будет сказываться на процессе бурения, а остальные элементы указанного цикла — строительство и разборка наземных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, подготовительные работы к бурению и испытание скважины на продуктивность — останутся без изменения (имеется в виду, что диаметр эксплуатационной колонны при этом не изменяется, что и обеспечивает одинаковый дебит скважины). Поэтому ввод наклонных скважин нормального и уменьшенного диаметров в эксплуатацию будет зависеть от коммерческой скорости их бурения. [c.125]
При отсутствии проекта разработки месторождения, дебит скважин планируют по отдельным скважинам ли их группам, имеющим примерно одинаковый коэффициент месячного изменения дебита У . Этот коэффициент дает относительную характеристику изменения дебита за один календарый месяц и определяется отношением среднесуточного дебита за последующий месяц. QI к среднесуточному дебиту за предыдущий месяц q [c.116]
Э—— энергозффект, V. . — внешний объем скважины, V — рабочий объем колонны, К — коэффициент использования производительности, БУ — буровая установка, С — синтезирующая характеристика модуля (себестоимость, приведенные затраты и> т. п.) O KB —дебит скважины, Fp —площадь поперечного сечения колонны [c.58]
В то р а я особенность состоит в том, что нефть из пласта поступает в скважину под действием гидродинамических сил самого. пласта. Но по мере извлечения нефти из пласта его гидродинамические силы ослабевают, пластовое давление падает, приток нефти в скважину уменьшается, дебит скважины снижается. Отсюда возникает необходимость не допускать падения пластового давления. Для этого в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивают воду или газ, чем достигается поддержание или восстановление естественной энергии пласта и стабильность дебита скважин. Иногда забой скважины подвергают специальной (например, солянокислотной) обработке, чтобы уменьшить сопротивление пород притоку нефти в скважину и, следовательно, увеличить отдачу пласта. Ясно, что расходы по увеличению отдачи пласта должны найти в номенклатуре статей себестоимости самостоятельное отражение. [c.79]
На основании утвержденного графика замера эксплуатационных скважин определяют дебит скважин. Результаты замеров записывают в журнал замеров скважин1. В этот же журнал переносят из вахтенной книги оператора по добыче нефти данные о числе часов эксплуатации каждой скважины. [c.142]
Внутрипластовое горение нефти успешно осуществляется на опытных участках нефтяной залежи Павлова Гора (Краснодарский край) и месторождении Хоросаны (Азербайджанская ССР) с высоковязкими нефтями. На опытном участке Хоросаны благодаря этому методу дебит скважин увеличился в сравнении с первоначальным в 3 раза, а отдельные скважины перешли на фонтанирование. [c.181]
Для структуры себестоимости добычи нефти и газа характерен высокий удельный вес условно-постоянных расходов (около 50%). Отсюда можно сделать вывод о том, что одним из решающих факторов, определяющим уровень себестоимости добычи нефти и газа, является производительность (дебит) скважин. Последняя, в свою очередь, зависит от принятой системы разработки, геолого-физических параметров продуктивных пластов, техники и организации добычи нефти и газа, стадии разработки месторождений. Эти факторы влияют не только на уровень себестоимости добычи нефти и газа, но и на ее структуру. Так, увеличение доли механизированной добычи нефти в связи с падением пластового давления вызывает рост энергетических затрат, затрат на текущий ремонт и ряда других. Вступление в более поздний этап разработки месторождения и связанное с этим повышение обводненности продукции скважин вызывают увеличение расходов по технологической подготовке нефти, по искусственному воздействию на пласт, по перекачке жидкости и др. Например, в НГДУ Туймазанефть, эксплуатирующем месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и почти не имеющих фонтанирующих скважин, энергетические затраты превышают 10%, расходы по поддержанию пластового давления достигают 20%, расходы по деэмульса-ции—11%. Эти цифры значительно превышают средние по отрасли (см. табл. 36). [c.305]
В качестве основного фактора, влияющего на величину издержек производства, был принят средний дебит скважин. Л. А. Кашицкий [19] предложил формулу для учета влияния изменения дебитов на прибыль и рентабельность нефтепромысловых управлений через фиксированные платежи. Для определения фиксированных платежей по нефтедобывающим объединениям предлагалась методика их определения в зависимости от величины обшей прибыли [25]. [c.40]
Впервые свою точку зрения по определению размера рентных платежей в нефтяной промышленности изложил Л. А. Каш-ницкий [19], который пытался увязать размер платежей с изменением дебитов скважин на отдельных стадиях разработки месторождений. По мнению автора, основным показателем, отражающим изменение горно-геологических условий в нефтяной промышленности, является дебит скважин. Изменение дебита скважин непосредственно сказывается на уровне добычи нефти и ее реализации и, следовательно, на издержках производства, изменяющихся пропорционально объему добычи. Исходя из этого автор определяет изменение прибыли в зависимости от изменения дебита, а затем в зависимости от него выводит формулу потонной ставки рентных платежей. Сумму отклонений прибыли автор находит как разницу между уменьшением объема реализации по оптовым ценам и изменением пропорциональных расходов, отчислений на геологоразведочные работы и рентных платежей по действующим ставкам. [c.110]
Ниже на основе анализа фактических данных по разбурива-нию ряда месторождений будет показано, что переход к бурению неглубоких и глубоких наклонных скважин уменьшенного диаметра способствовал повышению коммерческой скорости бурения <и снижению себестоимости 1 м проходки относительно наклонных скважин нормального диаметра. Поскольку при этом диаметр эксплуатационной колонны -остается постоянным и дебит скважины не изменяется, то указанное мероприятие, т. е. переход к бурению наклонных скважин уменьшенного диаметра, способствующий повышению коммерческой скорости бурения, ускорению ввода скважин в эксплуатацию я снижению себестоимости их строительства, с точки зрения сроков разбуривания и разработки месторождения нефти и газа, является экономически выгодным. [c.129]
Чем выше гидропроводность, тем лучше условия притока нефти к забоям скважин и, следовательно, больше ее дебит, а при большем дебите скважин обеспечиваются более благоприятные экономические показатели. [c.283]