|
Месторождений расположенных
создание рациональных методов эксплуатации газовых месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, для увеличения коэффициента газоотдачи;
создание рациональных методов эксплуатации газовых месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, с целью увеличения коэффициента газоотдачи;
доля производственных и непроизводственных затрат изменяется. Так, если в 1975 г. в Тюментрансгазе на объекты производственного назначения направлялось 98,4% общих капитальных вложений, а на объекты непроизводственного назначения — всего 1,6%, то в 1980 г. в связи с необходимостью освоения новых газовых месторождений, находящихся в сложных экономико-географических условиях (отдаленность от крупных населенных пунктов, многолетняя мерзлота и т. д.), капитальные вложения на объекты непроизводственного назначения возросли до 7,4% всех затрат по объединению.
Для оценки количественного влияния отдельных факторов на* уровень производительности труда в нефтегазодобыче выбран корреляционный (регрессионный) метод анализа, который позволяет установить сложные зависимости производительности труда от выбранных факторов, выявить характер и степень -влияния- отдельных факторов, действующих во взаимосвязи друг с другом и в, конечном счете, построить регрессионную-модель производительности труда для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки.
Таким образом, отключение высокообводненных скважин представляет собой важнейшее мероприятие по снижению себестоимости добычи нефти прежде всего для нефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. В этой связи возникает задача по определению момента отключения высокообводненных скважин, т. е. необходимо установить, при каком содержании пластовой воды в продукции скважин экономически целесообразно отключать скважину. Решению этой задачи посвящено ряд исследований [24, 25, 38].' Большинство авторов склонно считать, что прекращать эксплуатацию скважин необходимо при обводненности продукции на 90 % и выше.
• создал промышленную технологию производства керамических изделий на основе глин месторождений, находящихся на территории Красноярского края (для использования в дальнейшем на своем производстве);
На начало 1971 г. из всех месторождений, находящихся в эксплуатации, 15 разрабатывается с поддержанием пластовых давлений путем закачки воды и газа в продуктивные горизонты. Эффект от применения указанной системы разработки характеризуется следующими показателями. Если за 1961—1966 гг. в продуктивные
Показатели сравнительной экономической эффективности капитальных вложений в добычу газа имеют относительно узкую сферу применения: например, при выборе метода и варианта разработки конкретного месторождения, сопоставлении показателей разработки месторождений, находящихся в одном экономико-географическом районе, при определении эффективности внедрения новой техники и т. п.
применение совершенных методов эксплуатации месторождений (находящихся в поздней стадии разработки), способствующих увеличению их газоотдачи;
Одним из способов, позволяющих повысить извлечение конденсата на поздней стадии разработки месторождения, является закачка газа в пласт при пониженном (35—100 кгс/см2) давлении. Эффективность этого способа возрастает, если он реализуется в процессе стандартных циклов отбор — закачка на подземных хранилищах газа. В этом случае создание подземных хранилищ весьма целесообразно на базе выработанных газоконденсатных месторождений, находящихся вблизи трассы магистральных газопроводов.
Развитие добычи нефти в СССР за 1946—1975 гг. происходило в условиях открытия и ввода в разработку новых нефтяных месторождений. В табл. 3 показано увеличение числа нефтяных месторождений, находящихся в разработке по отдельным периодам за 1946— 1975 гг.
В этот период все вышеуказанные компании активно захватывали новые рынки сбыта, диверсифицировали источники нефтеснабжения, что выливалось в торговые войны. Конец торговым войнам был положен в 1928 г. подписанием соглашения Ахнакарри, когда были заложены основные принципы деятельности созданного из семи компаний («семи сестер») Международного нефтяного картеля (МЯК). Согласно соглашению Ахнакарри, с 1928 г. стала действовать одно-базовая система цен, при которой цены рассчитывались по формуле «залив плюс фрахт». Цена реализации нефти у покупателей за пределами США определялась как цена нефти Мексиканского побережья США плюс действующие фрахтовые ставки от этого побережья до порта доставки товара вне зависимости от того, откуда осуществлялись физические поставки нефти. При такой системе ценообразования для покупателя не имело значения, откуда фактически поступала нефть. Если ему можно было поставлять нефть с месторождений, расположенных ближе Мексиканского залива, вся экономия доставалась компаниям-участницам картеля.
В Бразилии нефтегазоносные регионы, расположенные вдоль Атлантического побережья, также находят свое продолжение на шельфе. На шельфе у берегов штата Сержипи уже открыто три нефтяных месторождения. В Перу около 20 % добываемой нефти приходится на долю морских месторождений, расположенных в Гуаякиль-ском заливе. Два газовых месторождения расположены в шельфовой зоне Чили.
Может быть, недра социалистических стран неизмеримо богаче топливом? Но этот вопрос снимают сами же буржуазные экономисты, по скрупулезным подсчетам которых в странах СЭВ обнаружено пока значительно меньше энергоресурсов, чем на Западе. Причем залегают они среди наших стран также весьма неравномерно — главным образом в СССР, отчасти в Польше и Румынии; прирост топливодобывающих мощностей здесь тоже возможен лишь за счет труднодоступных месторождений, расположенных в сложных геологических и климатических условиях.
Строительство скважин кустами является наиболее эффективным способом разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных под дном морей, океанов, озер, болот в таежных лесах и на других труднодоступных участках. Хотя при этом применение наклонного метода бурения приводит к некоторому увеличению длины ствола скважин и необходимости производства ряда дополнительных операций для проходки скважин по заданному направлению и отклонению от вертикали, тем не менее эти затраты составляют незначительную часть от эффекта, достигаемого в результате сокращения затрат на подготовительные работы к строительству и бурению скважин, сборке и разборке наземных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, а также резкого снижения стоимости морского основания, приходящейся на одну скважину. Кроме того, при этом значительно ускоряются сроки разбуривания месторождения, повышается эффективность использования бурового оборудования и пребывания буровых бригад в бурении, более рационально используются элементы дорогостоящих гидротехнических сооружений.
В разработке на сегодняшний день находится 840 месторождений , расположенных в различных регионах страны от Калининградской области на западе и до острова Сахалин на востоке, от острова Кавбуев на севере и до предгорий Кавказа на юге.
В Бразилии нефтегазоносные регионы, расположенные вдоль Атлантического побережья, также находят свое продолжение на шельфе. На шельфе у берегов штата Сержипи уже открыто три нефтяных месторождения. В Перу около 20 % добываемой нефти приходится на долю морских месторождений, расположенных в Гуаякиль-ском заливе. Два газовых месторождения расположены в шельфовой зоне Чили.
Ухудшение экономических показателей связано с переходом в 1972 г. половины из рассматриваемых месторождений на падающую добычу, а также с вводом в эксплуатацию Вуктыльского, Мессоях-ского, Игримского, Похромского и других месторождений, расположенных в районах с неблагоприятными экономико-географическими условиями.
Шебелинского, Газлинского, Северо-Ставропольского, газовых залежей Краснодарского края, Саратовской и Волгоградской областей. В дальнейшем, в 1965—1968гг., добыча газа на этих месторождениях стабилизировалась (за исключением Газлинского), некоторые залежи стали переходить на падающую добычу (Саратовская, Волгоградская области), а рост добычи по стране происходил за счет месторождений, расположенных в удаленных районах с неблагоприятными условиями (Пунгинского, Ачакского) или за счет малодебитных залежей (например, Ставропольского края). В результате в 1968 г. производительность труда в газодобывающей промышленности СССР снизилась по сравнению с 1965 г. на 12,7%. В дальнейшем к 1972 г. производительность труда повысилась на 10,4 и составила 15,9 млн. м3/год за счет увеличения добычи газа на Вук-тылъском, Ачакском и других месторождениях.
расположенных в европейской части СССР с благоприятными горно-геологическими условиями, высокими дебитами, небольшой глубиной залегания продуктивных горизонтов и т. д. После 1965 г. наращивание добычи газа происходило за счет месторождений, расположенных в удаленных районах с неблагоприятными климатическими условиями (Вуктыльского, Пунгинского и др.)- По многим крупным месторождениям европейской части СССР добыча газа или стабилизировалась или начался переход на падающую добычу (месторождения Поволжья, Северного Кавказа). В результате средняя себестоимость добычи 1000 м3 газа возросла по рассматриваемым районам увеличилась в 1972 г. по сравнению с 1965 г. в 2,2 раза.
Особенно большое значение автоматизация и телемеханизация имеют для газовых месторождений, расположенных в удаленных районах с неблагоприятными климатическими условиями (в Сибири, Средней Азии и др.). Вблизи газовых месторождений перечисленных районов почти нет населенных пунктов и промыслы очень трудно обеспечить необходимой рабочей силой. Поэтому крайне важно в таких районах уменьшить численность рабочих по добыче газа, что может быть достигнуто при помощи автоматизации последней.
Экономические показатели рассчитываются на основе нормативов н укрупненных показателей (разработанных институтами ВНИИгаз, ВНИИЭгазпром, ВНИПИгаздобыча, ВНИПИтрансгаз и др.), в которых учитываются затраты на отдельные объекты газопромыслового хозяйства (скважины, обвязки скважин, газосборные сети, установки НТО, холодильные установки, ДКС, объекты общепромыслового назначения и др.). Однако применительно к условиям разработки отдельных месторождений в нормативы стоимости указанных объектов необходимо вносить коррективы. Необходимо также иметь в виду, что нормативы разработаны преимущественно для месторождений, расположенных в освоенных районах европейской части СССР. При расчете затрат на добычу газа в удаленных необустроенных районах с иными естественно-географическими условиями, нормативы должны быть скоррективаны с учетом районных коэффициентов.
Методическими положениями Методическим указаниям Методического характера Методического руководства Методологических принципах Методология исследования Методология стратегического Методологии исчисления Методологии системного Метрологической аттестации Максимально возможной Микроэлементное нормирование Минимальный коэффициент вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
