Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Разрабатываемые месторождения нефти


Понятие разработки нефтяных месторождений

Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессами движения нефти, газа, воды в пласте, скважинах, объектах промыслового обустройства с целью добычи этих и других ценных компонентов [6]. Такое управление достигается в результате реализации научно обоснованной системы эксплуатации месторождения.

Представление о процессах, проходящих в пластах при разработке, составляется в результате геологического изучения месторождения, при гидродинамических и геофизических исследованиях разведочных, добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин и пластов. Основным требованием является предоставление как можно большей информации о месторождении при высокой степени ее достоверности. Необходимо на основе получаемого ограниченного объема информации составить представление о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз о проходящих в нем процессах при реализации различных систем разработки.

Теория разработки месторождений нефти и газа сложилась и развивается на стыке промысловой геологии и геофизики, подземной газогидродинамики, физики пласта, технологии и техники добычи нефти и газа, отраслевой экономики и экологии.

На основе данных промысловой информации формируются представления о геологическом строении месторождения и окружающей его водонапорной системе, о свойствах и степени неоднородности пластов-коллекторов, о запасах нефти и т.п.

Методология подземной гидродинамики лежит в основе теории разработки нефтяных месторождений. Эта теория опирается на дифференциальные уравнения фильтрации, закономерности притока пластовых флюидов к добывающей скважине. Вместе с тем она обобщает идеи и методы подземной гидродинамики на пласты, неоднородные по коллекторским свойствам, системы скважин и пластов. Многовариантные гидродинамические и технологические расчеты позволяют находить необходимые технологические показатели и выбрать наилучший с народнохозяйственной точки зрения вариант разработки. Однако, не следует забывать, что точность результатов вычислений не может быть выше точности исходных данных.

На разведку и открытие месторождений затрачиваются большие средства. Поэтому важное значение имеет полнота извлечения из пласта нефти, газа и при сопоставлении систем разработки и выборе наиболее рационального варианта особое внимание необходимо обращать на достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.

В процессе разработки накапливается информация о строении месторождения, распределении давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка и правильная оценка ее невозможны без знания теории разработки месторождений. На основе этой теории происходит анализ процессов в пластах и использование полученной информации для совершенствования принятой системы разработки, регулирования процесса разработки и определения ее перспектив.

Теория разработки нефтяных месторождений включает:

- теорию прогнозирования показателей разработки;

- теорию анализа и оптимизации показателей разработки;

- теорию увеличения нефтеизвлечиния из продуктивных пластов.

Теория прогнозирования показателей разработки решает прямые задачи, когда при известных параметрах пласта устанавливается динамика пластовых и забойных давлений, дебитов и отборов нефти, пластовой воды, продвижения контуров нефтеносности .

При анализе разработки решаются обратные задачи. На основе фактических данных разработки за определенный период времени уточняются коллекторские свойства пластов, запасы нефти, газа. Для уточненной таким образом модели продуктивного пласта ведут прогнозные расчеты или имитационное моделирование на перспективу.

Теория оптимизации и регулирования дают возможность корректировать технологические процессы, находить наилучшее сочетание показателей разработки.

Залежь представляет собой единую гидродинамическую систему с окружающей ее водонапорной системой (частью которой залежь является). Это ярко подтверждается примерами.

Пласты некоторых залежей нефти в городе Грозный выходят на поверхность на юге в Черных горах (примерно в 40 км), где в них поступает дождевая вода и вода таяния снегов. Севернее города (в 10 км) эти слои выходят частично на поверхность на Терском хребте в районе станицы Горячеводской. После значительных отборов нефти с водой на грозненских залежах горячие источники у станицы иссякли. Следовательно, грозненские залежи представляют собой единое гидродинамическое целое с рассматриваемой водонапорной системой, являясь ее частью. Расстояния, на которые распространяется взаимодействие месторождений, велики. Так разработка месторождения Восточный Техас в США привела к падению давления на 2 МПа в удаленном от него на расстояние более 20 км месторождении Хоукинс. Это доказывает необходимость применения систем ППД.

Итак, залежь или группа залежей вместе с окружающей его законтурной зоной представляют собой единую газогидродинамическую систему.

В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.

В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.

 

Основные понятия и классификация месторождений нефти

 

Нефть и нефтяной газ – это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=20оС) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей – соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более тяжелые – керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С – бензиновые, 150-300оС – керосиновые, 300-400оС – соляровые, при 400оС и выше – масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

- малосмолистые - содержание смол не более 18%

- смолистые - содержание смол от 18 до 35%

- высокосмолистые - содержание смол более 35%

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

- беспарафинистые - содержание парафина до 1%

- слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

- парафинистые - содержание парафина более 2%

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

- малосернистые - содержание серы до 0.5%

- сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%

- высокосернистые - содержание серы более 2.0%

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче и транспортировке нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотностьхарактеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойстволюбой жидкости, в том числе и нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Размерность динамической вязкости: [μ]=Па∙с (Паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па∙с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа∙с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20ºС составляет 1мПа∙с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.001-0.02 Па∙с) и более.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВУt, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20ºС.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности [9].

Нефтяными газами называют газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью. Они представляют собой смесь углеводородов – метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов – метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана СН4 и этана С2Н6 (относительная плотность – 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ – смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги при определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелой нефтью добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:

Vг=αр∙p∙Vж (1.1) где: Vг – объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3

αр - коэффициент растворимости, Па-1

p - абсолютное давление газа, Па

Vж - объем жидкости, в которой растворен газ, м3

Коэффициент растворимости газа показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4∙10-5 до 1∙10-5 Па-1. При снижении давления до определенного значения (давление насыщения) из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Во время подъема нефти с газом по стволу скважины, газ расширяется в результате снижения давления, поэтому на поверхности объем газа больше объема нефти. Оъем добываемого попутного газа характеризуется газовым фактором. Газовый фактор – объем газа, приведенный к нормальным условиям (н.у.) содержащийся в одном объеме дегазированной нефти:

Гф=Vг/Vн , [м3/м3] (1.2)

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние [2].

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура -82.50С (минус).

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Разрабатываемое месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Разрабатываемое месторождение

Cтраница 1

Разрабатываемые месторождения включают более 70 залежей нефти и газа, более 200 подсчетных объектов.  [1]

Разрабатываемые месторождения ОАО Оренбургнефть в большинстве своем отличаются повышенной неоднородностью, характеризуются многопластовым строением, невысокими кол-лекторскими свойствами нефтенасыщенных пород и имеют ограниченную гидродинамическую связь с законтурной областью. По большинству месторождений естественный режим определяется как упруго-замкнутый.  [2]

Рассматривая разрабатываемые месторождения, практически можно выделить нефтяные залежи всех типов.  [3]

Каждое разрабатываемое месторождение характеризуется определенным коэффициентом водообильности, представляющим собой отношение количества воды в кубических метрах к количеству добываемого полезного ископаемого в тоннах. В задачу гидрогеологов входит обоснование эффективных мероприятий по защите горных выработок от обводнения с целью уменьшения коэффициента водообильности.  [4]

Основное разрабатываемое месторождение - Кисенге, расположенное вблизи Кабове, в провинции Катанга.  [5]

Все разрабатываемые месторождения и разведуемые площади на севере Красноярского края расположены за Полярным Кругом и являются во всех отношениях наиболее типичными с точки зрения специфики сооружения скважин в зоне распространения толщи мерзлых пород. На всех разведуе-мых площадях и месторождениях мерзлые породы прослеживаются сразу же под растительным слоем. Температура нейтрального слоя на глубинах от 10 до 30 м не превышает - 6 - 8 С. Мерзлые породы представлены в основном разностями, сцементированными только кристалликами льда.  [6]

Все разрабатываемые месторождения южной группы, за исключением Северо-Савиноборского, Восточно-Савиноборского и Мичаюского, а также Ярегского, введенного в эксплуатацию еще в довоенное время ( где благодаря промышленному внедрению системы закачки пара в пласт отмечается постоянное, хотя и незначительное по масштабам, увеличение добычи нефти), выведены на проектную мощность и эксплуатируются с максимально возможными отборами.  [7]

Все разрабатываемые месторождения Березовского района имеют сходное геологическое строение.  [8]

Из разрабатываемых месторождений 9 признаны выработанными. В настоящее время разрабатывается 53 месторождения, в которых сосредоточены основные запасы нефти Башкирии. Пока полностью не вовлечены в разработку запасы небольших месторождений, а также месторождений, находящихся в разведке или консервации из-за отсутствия нефтепроводов и промыслового обустройства.  [9]

Продукцией разрабатываемых месторождений является товарная нефть.  [10]

Особенностью разрабатываемого месторождения является высокий дебит скважин - до 1 млн. м3 / сут.  [11]

Большинство разрабатываемых месторождений находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов основных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, обусловленное попаданием в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложением асфальто-смолисто-парафиновых веществ и многими другими факторами.  [12]

Для разрабатываемых месторождений района были также проведены расчеты по определению максимально возможных отборов для запроектированных систем и отборов, получаемых по мере проведения мероприятий по интенсификации.  [13]

Большинство разрабатываемых месторождений серы ( например, в Техасе, Луизиане и Мексике) имеет невулканическое происхождение; это отложения биогенной серы прошлых геологических эпох.  [14]

Большинству разрабатываемых месторождений объединения Грознефть присущи в той или иной мере перечисленные ограничивающие жизнедеятельность СВБ факторы и до последнего времени здесь почти не было отмечено признаков сероводородного заражения вод, поэтому не проводился тщательный контроль и за развитием СВБ.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Природные условия разработки нефтяных месторождений

Таким образом, природные условия разработки нефтяных " месторождений характеризуются системой показателей, и приведенный выше перечень далеко не полный. Многие параметры нефтяной залежи, влияющие на производительность скважин, и следовательно, в целом на производительность труда, не поддаются количественной оценке, механизм их взаимодействия весьма сложен и полностью не установлен.  [c.43] Природные условия разработки нефтяных месторождений  [c.46]

В нефтяной промышленности существует неблагоприятное соотношение между перечисленными показателями. На это, помимо объективных причин, связанных с природными условиями разработки нефтяных месторождений, влияют недостатки в производственно-хозяйственной деятельности предприятий, в частности в использовании эксплуатационного фонда скважин.  [c.190]

При всех положительных результатах использования отраслевой системы групповых нормативов образования фондов экономического стимулирования, зависящей от показателей роста реализации продукции и уровня рентабельности, определилась ее недостаточная эффективность в условиях девятой пятилетки. Поскольку влияние изменений горно-геологических условий разработки нефтяных месторождений системой групповых нормативов полностью не исключалось, а само влияние этого природного фактора усилилось, фонды экономического стимулирования в объединениях были подвержены колебаниям, хотя изменения динамики роста реализации и уровня рентабельности зависели в первую очередь от природных условий.  [c.138]

Различия горно-геологических условий разработки нефтяных месторождений в добывающих районах страны были в определенной мере учтены уровнями зональных цен 1967 г. Однако за прошедший период в связи е разработкой новых нефтяных залежей и относительно быстрым изменением природных условий по времени пестрота рентабельности нефтедобывающих предприятий еще больше увеличилась.  [c.148]

Погашение стоимости на полное восстановление скважин производится в течение 15 лет независимо от фактического срока их эксплуатации. Такой порядок амортизации вызван природными условиями разработки нефтяных и газовых месторождений. Часть скважин выходит из строя до 15-летнего срока, а часть продолжает эксплуатироваться даже сверх этого срока. В среднем продолжительность жизни скважин равна 15 годам.  [c.30]

Специфика нефтедобывающей промышленности в первую очередь заключается в существенной зависимости технико-экономических показателей от природно-геологических условий разработки нефтяных месторождений. Реальное проявление влияния этих условий — естественное снижение добычи нефти по старым месторождениям в связи с выработкой запасов нефти и, как следствие этого, рост себестоимости добычи нефти.  [c.22]

Оценка полученного уравнения регрессии по известным критериям показала, что данная модель удовлетворяет условиям адекватности (R — 0,95, t = 62,2, 6 = 8,8%). Частные коэффициенты эластичности и 3-коэффициенты, представленные в табл. 14, показывают, что наибольшее влияние на уровень затрат этой подсистемы оказывает коэффициент падения добычи нефти. Однако значение этого фактора в основном обусловлено природно-геологическими условиями разработки нефтяных месторождений, поэтому возможность его регулирования посредством воздействия извне ограниченна.  [c.37]

Существенное влияние оказывают риски, связанные с системой налогообложения. Как известно, нефтяные компании являются капиталоемкими производствами, причем капиталоемкость растет по мере ухудшения природных условий разработки нефтяных и газовых месторождений. Поэтому для обеспечения развития необходимы крупные инвестиции, в том числе покрываемые за счет собственных средств или осуществляемые на основе специальных схем финансирования (СРП и другие). В связи с этим ужесточение системы налогообложения приведет к ухудшению структуры капитала, и, как следствие, снижению темпов развития.  [c.113]

Как показала практика, применение только одного из указанных методов (т. е. скользящей шкалы рентных платежей или меняющихся норм платы за основные фонды и норм амортизации) для исключения влияния природного фактора недостаточно. В условиях интенсивной разработки нефтяных месторождений изменения технико-экономических показателей под воздействием природного фактора происходят столь быстро и в таких размерах, что рентная ставка исчерпывается за несколько лет. К тому же в пределах действующих цен фиксированные платежи распространяются только на ограниченное число нефтяных районов.  [c.40]

В зависимости от природных условий любое месторождение (залежь) в своем развитии в процессе эксплуатации проходит четыре стадии разработки, критерием для определения которых в соответствии с решением объединенного. заседания НТС и Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений МНП, состоявшегося в Москве в ноябре 1968 г., принят показатель — динамика изменения отбора нефти и жидкости по залежи [43J.  [c.47]

В различных нефтяных районах в зависимости от форм организации, масштабов и технической оснащенности производства, а также естественно-природных условий разработки месторождений нефти и газа организация управления производством имеет свои особенности. Вместе с тем для всех предприятий присущи общие черты, определяющие принципы построения структуры органов управления.  [c.64]

В нефтяной и газовой промышленности факторы новизны и степени освоенности производимой основной продукции несущественно влияют на содержание и характер подготовки произ-водства. В решающей степени они определяются новизной и спецификой условий разработки нефтяных и газовых месторождений, изменением природных условий и необходимостью текущей перестройки технологии и организации производства с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений.  [c.203]

Разработка нефтяных месторождений сопряжена с целым рядом специфических работ по капитальному строительству, требующих особого подхода к их проектированию. Это относится, в частности, к проектированию работ по строительству нефтяных и газовых скважин. Одна из важнейших особенностей скважин состоит в их разнообразии по назначению, природным, техническим и технологическим условиям. - Это усложняет решение вопросов типового проектирования без некоторых условностей в группировке скважин. В частности, строительство первых трех разведочных скважин на новых площадях ведется по индивидуальным проектам и сметам к ним. То же относится к строительству всех опорных и параметрических скважин.  [c.210]

Таким образом, природные условия играют значительную роль в формировании себестоимости добычи нефти. Они оказывают решающее влияние на выбор системы и методов разработки нефтяных месторождений, на технологию и технику нефтедобычи и организацию производственного процесса, а техника, технология и организация производства в свою очередь активно воздействуют на природные условия, подчиняя их основной цели — повышению эффективности производства. Этот сложный процесс взаимосвязи многочисленных факторов различного характера и обусловливает особенности формирования себестоимости добычи нефти.  [c.7]

Особенность трудовых процессов в добыче нефти состоит в том, что производительность труда рабочих в значительной степени зависит от технологии разработки нефтяных месторождений, природных условий, стадии эксплуатации нефтяных залежей, техники добычи нефти, а также от организации производства и труда.  [c.27]

Осуществляя освоение и разработку нефтяных месторождений в суровых климатических и природных условиях, нефтяники Западной Сибири постоянно добивались роста производительности труда (табл. 41).  [c.95]

В послевоенные годы в СССР получили широкое развитие прогрессивная технология разработки нефтяных месторождений и другие меры активного воздействия на природные условия с целью достижения заданного уровня добычи нефти с наименьшими затратами.  [c.480]

Порядок проектирования и составления проектно-сметной документации в нефтяной и газовой промышленности имеет свою специфику. Так, проектное задание на бурение скважин — проект разработки нефтяного или газового месторождения, в котором указываются данные о числе эксплуатационных и нагнетательных скважин, их расположение на структуре, глубины, дебиты и т. д. Технический проект (групповой или индивидуальный) на строительство скважины отражает природные факторы и условия ведения буровых работ, обосновывает технические решения (табл. 21).  [c.266]

Нефтегазодобывающая промышленность как система характеризуется рядом специфических особенностей, отличающих ее от других отраслей материального производства. Наиболее существенными из них с точки зрения анализа эффективности инвестиционных проектов и оценки риска являются большая зависимость показателей и критериев эффективности затрат от природных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемых ресурсов углеводородов динамический характер (изменчивость во времени) природных факторов вероятностный характер большинства технико-экономических показателей разработки нефтяных и газовых месторождений изменение воспроизводственной структуры капиталовложений в масштабе отрасли в сторону увеличения их доли, направляемой на компенсацию падения добычи на старых месторождениях большая продолжительность реализации нефтяных и газовых проектов высокая капиталоемкость нефтегазодобычи, необходимость осуществления крупных начальных инвестиций, длительный период возмещения начального капитала и др.  [c.256]

При размещении нефтяной промышленности принимается во-внимание местонахождение и природные условия района размеры запасов нефти по категориям глубина залегания нефтяных пластов перспективы увеличения запасов, количество нефти возможные объемы добычи нефти подготовленность техники к разработке данного нефтяного месторождения или района наличие транспортных коммуникаций, источников энергоснабжения, водоснабжения, объектов жилищно-бытового и культурного назначения месторасположение потребителей нефти наличие трудовых ресурсов затраты денежных и материальных средств на геологопоисковые и геологоразведочные работы и добычу нефти сроки возможного выполнения всех работ и начала добычи нефти и др.  [c.127]

Как известно, природные условия залегания нефти и газа весьма разнообразны, а условия эксплуатации месторождений сложны и динамичны во времени. Поэтому одна из важных предпосылок подготовки производства — глубокое изучение природных условий последующей разработки каждой залежи. Лишь при этом возможно правильное решение задач, связанных с обоснованием и комплексным внедрением технологических, технических и организационных принципов, отражающих последние достижения научно-технического прогресса в области разведки, разбуривания, обустройства и эксплуатации нефтяных и газовых залежей.  [c.212]

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]

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]

Поэтомуfповышение производительности труда — одна из важнейших Проблем, стоящих перед экономической наукой и практикой хозяйственного строительства в нефтяной промышленности. Это и обусловливает необходимость анализа производительности труда с учетом особенностей нефтяной промышленности, где характер технологического процесса и организации труда, уровень и динамика производительности труда во многом определяются природно-геологическими условиями разработки нефтяного месторождения. /  [c.5]

Следует отметить, что для новых нефтяных месторождений имеется широкая возможность просмотра различных технологических вариантов, кроме того существует значительная группа факторов, определяющих динамику и уровни отбора нефти и жидкости, которые можно подразделить на природные, характеризующие коллек-торские свойства пластов и наполняющих его флюидов, и направляющие, описывающие технически и технологически допустимые условия разработки нефтяных месторождений.  [c.213]

Разработка нефтяных месторождений сопряжена с целым рядом специфических работ по капитальному строительству, требующих особого подхода к их проектированию. Это относится и к проектированию работ по строительству нефтяных и газовых скважин. Одна из важнейших особенностей скважин состоит в их разнооб- -разии по назначению, природным, техническим и технологическим условиям. Это усложняет решение вопросов типового проектирования без некоторых условностей в группировке скважин.  [c.177]

При экономической оценке проектов разработки нефтяных или газовых месторождений требуется сопоставлять ожидаемый (расчетный) уровень технико-экономических показателей по каждому проектируемому месторождению с фактическими показателями по аналогичному эксплуатируемому месторождению, которое разрабатывается с использованием современных достижений науки и техники. Такое сопоставление необходимо для того, чтобы знать, как повлияет на достигнутые в данном районе показатели ввод в разработку нового месторождения и какой экономический эффект даст эксплуатация этого месторождения. Поскольку па уровень технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений значительно влияют геолого-физические параметры нефтесодержащего пласта, для сопоставления их надо скорректировать па различие природных факторов. В Частности, корректировка проводится по показателю гидропроводности пласта, определяющему условия притока нефти к забоям скважин, а следовательно, и их дебит. Гидропровод ность ф прямо пропорциональна эффективной толщине пласта /гэф и проницаемости коллектора k и обратно пропорциональна вязкости нефти ц, т. е.  [c.283]

Более того, в настоящее время известны далеко не все показатели, отражающие природные условия добычи нефти и определяющие уровень и динамику производительности труда. Г. П. Пыхачев [49] считает, что характер движения воды, прорывающейся к скважине через область нефти, настолько сложен, что полный анализ этого явления практически оказывается невозможным. М. Л. Сургучев [55] отмечает, что при прогнозе процесса разработки нефтяных месторождений полный аналитический учет всего разнообразия реальных физико-геологических и технологических факторов — очень сложная задача даже при использовании ЭВМ.  [c.44]

Многообразие природных условий, их постоянное изменение и т. д. решающим образом влияют на организацию производства в НГДУ, в том числе на выбор технологических схем добычи нефти и газа, организационную структуры НГДУ и организацию труда отдельных групп рабочих. Система разработки нефтяного месторождения, определяемая режимом дренирования, числом и размещением скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, способами эксплуатации скважин и т. д., также в значительной мере зависит от природных условий. На-  [c.55]

Добыча нефти и газа относится к промышленному производству, использующему в качестве предмета труда нефтега-зосодержащий пласт и получающему готовый продукт в виде сырой нефти, газа и газоконденсата. В этой отрасли производства предмет труда и характер воздействия на него с целью извлечения из недр продукции во многом специфичны. Производственный процесс добычи нефти в газа коренным образом отличается не только от обработочных процессов (машиностроение, нефтепереработка и др.), но и в значительной мере от процессов добычи других полезных ископаемых. Это обусловлено особенностями природно-геологических условий разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей). Величина запасов, площадь и характер залежи, глубины ее залегания, качество нефти и т. д. в большой мере определяют систему и методы разработки, режим работы пласта число, порядок размещения скважин, технику и способы их эксплуатации годовые отборы нефти и газа и общую нефтегазоотдачу пласта. От этого зависит также выбор рациональных темпов разработки залежи, т. е. рационального размещения производственного процесса во времени.. Пространственная закрепленность предмета труда (по площади и глубине) всецело определяет место размещения основных процессов нефтегазодобычи и во многом — размещение вспомогательных производств. Природные факторы, таким образом, во многом определяют не только технику и технологию нефтегазодобычи, но и накладывают большие ограничения в выборе методов организации производственных процессов в пространстве и -времени.  [c.85]

Разработка нефтяных месторождений сопряжена с целым рядом специфических работ по капитальному строительству, требующих особого подхода к их проектированию. Это относится, в частности, к проектированию работ по строительству нефтяных и газовых скважин. Одна из важнейших особенностей скважин состоит в их разнообразии по назначению, природным, техническим и технологическим услови-  [c.119]

Добыча нефти и газа относится к промышленному производству, использующему в качестве предмета труда нефтегазосо-держащий пласт и получающему готовый продукт в виде сырой нефти, газа и газоконденсата. В этой отрасли производства предмет труда и характер воздействия на него с целью извлечения из недр продукции во многом специфичны. Производственный процесс добычи нефти и газа коренным образом отличается не только от обработочных процессов (машиностроение, нефтепереработка и др.), но и в значительной мере от процессов добычи других полезных ископаемых. Это обусловлено особенностями природно-геологических условий разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей). Величина запасов, площадь и характер залежи, глубина ее залегания, качество нефти и т. д. в большой мере определяют систему и методы разработки, режим работы пласта число, порядок размещения скважин, технику и способы их эксплуатации годовые отборы нефти и газа и общую нефтегазоотдачу пласта. От этого зависит также выбор рациональных темпов разработки залежи, т. е. рационального размещения производственного процесса во времени.  [c.30]

На уровень производительности труда в нефтедобывающей промышленности большое влияние оказывают природные условия. В бурении это — глубина бурения, буримость пород, расположение скважин на структуре, число продуктивных горизонтов, пластовое давление и т. д. В нефтегазодобыче — режим нефтяного пласта, его параметры, мощность нефтяного пласта, глубина его залегания и др. При выборе систем и методов разработки нефтяных месторождений, техники и технологии строительства скважин и добычи нефти эти природные условия имеют первостепенное значение.  [c.361]

Уровень производительности труда в нефтедобыче зависит от природных условий — мощности и продуктивности эксплуатируемых месторождений, рельефа местности, географич. положения района и др. технич. уровня — систем разработки нефтяных месторождений и методов поддержания пластового давления, интенсификации процессов нефтедобычи путем тепловой и химич. обработки призабойных зон скважин, гидравлич. разрывов пласта, применения поверхностно активных веществ, гидропескоструйной перфорации скважин и т. д., способов эксплуатации, масштабов применения средств автоматизации в нефтедобыче, а также автоматизации и механизации в прочих производственных звеньях организации произ-ва и труда — зон и норм обслуживания производственных объектов, организации произ-ва и управления, уровня квалификации кадров, методов материального стимулирования, использования рабочего времени.  [c.42]

Стадия разработки нефтяных залежей — один из определяющих факторов ее экономики. Разработка нефтяных месторождений представляет собой сложный производственный процесс, протекающий в течение длительного периода при изменении условий эксплуатации и активном воздействии на природные условия нефтеразработки путем искусственного воздействия на пласт и на призабойную зону скважин, изменения темпов отбора жидкости. Характерна в этой связи динамика некоторых основных показателей по открытому в 1945 г. Ташкалинскому месторождению (Чечено-Ингушская АССР).  [c.483]

В нефтяной промышленности, где в связи с изменением горногеологических условий разработки месторождений себестоимость добычи нефти систематически возрастает, а производительность труда падает, для контроля за использованием трудовых ресурсов введен показатель— удельные затраты на обслуживание одной скважины. Применение этого показателя позволяет частично исключить влияние природного фактора и оценивать усилия коллектива производствен-  [c.55]

Проектирование в три стадии, как правило, применяется для новых предприятий с неосвоенными или сложными технологическими процессами. В остальных же случаях применяется двухстадийное, т. е. типовое проектирование. Порядок проектирования и составления проектно-сметной документации в нефтегазодобывающей промышленности имеет свою специфику. Так, проектным заданием на бурение скважин является проект разработки нефтяного или газового месторождения, в котором указываются данные о числе скважин, их расположение на структуре, глубины и т. д. Технический проект (групповой или индивидуальный) на строительство скважи ны отражает природные факторы и условия ведения буровых работ, обосновывает технические решения.  [c.139]

Под экономикой бурения наклонных скважин понимается совокупность технических, технологических, природных и организационных факторов, определяющих эффективность использования трудовых и материальных ресурсов в процессе строительства скважин для разработки нефтяных и газовых месторождений. Продуктивные горизонты нефти и газа залегают в весьма разнообразных условиях, характеризующихся различным геологиче-(ским и географическим строением местности. Из года в год при-0 холится осваивать месторождения нефти и газа с более сложными геологическими условиями их залегания, природными и географи- ческими условиями местности. Разработка месторождений нефти и газа с минимальными капитальными вложениями требует изы-( скания наиболее рационального метода проходки скважин.  [c.7]

При расчете эффективности любого мероприятия себестоимость и удельные капитальные вложения варианта с худшими природными условиями (меньшей гидропроводностью) снижаются на величину, соответствующую отношению дебитов скважин. В нефтяной промышленности, вследствие ограниченности природных ресурсов и высокой потребности народного хозяйства в нефти, увеличение добычи достигается за счет ввода в разработку новых месторождений с менее благоприятными геологическими условиями и более высокими приведенными затратами. В этих условиях, вместо ввода в разработку нового месторождения с высокими затратами на добычу нефти, для на-  [c.70]

Нефтяные месторождения страны характеризуются большим разнообразием природных условий залегания нефти. НГДУ, как правило, разрабатывает несколько нефтяных залежей (иногда до 10 и более), природные условия и стадии разработки которых далеко не идентичны. Поэтому, естественно, учет большинства природных параметров организован по залежам, а не в целом по НГДУ, а трудовые затраты учитываются только в целом по НГДУ. Поэтому для обеспечения сопоставимости необходимо усреднение природных параметров по всем месторождениям, разрабатываемым НГДУ.  [c.46]

Корреляционная (регрессионная) модель производительности труда была построена для условий разработки месторождений. НГДУ Ишимбайнефть . Нефтяные месторождения и залежи, эксплуатируемые НГДУ Ишимбайнефть , отличаются большим разнообразием природных условий добычи нефти, темпами и режимом разработки, качеством нефти и т. д.  [c.55]

Большое значение при выборе очередности использования тех или иных месторождений имеют природные условия залегания и добычи запасов этих месторождений геолого-физические условия нефтегазоразработки (буримость пород, глубина скважин, режим нефтяного пласта, число продуктивных горизонтов, пластовое давление и др.), естественно-географические условия расположения месторождения. Они в основном определяют выбор технических средств бурения и эксплуатации скважин, систему разработки залежи, влияют на сроки ввода месторождений в эксплуатацию, размеры связанных с этим капитальных вложений, экономические показатели разработки.  [c.143]

economy-ru.info


Смотрите также