|
Месторождений северного
В настоящее время проектом разработки нефтяного месторождения устанавливается вполне определенный срок работы скважин в каждом ряду в зависимости от предусмотренных темпов отбора нефти и скорости продвижения контура нефтеносности^ Следовательно, новые условия работы скважин отличаются от прежних. Поэтому нормы амортизации скважин для месторождений, разрабатываемых по новой технологии, должны соответствовать этим условиям.
Алжир выравнял свою систему налогообложения филиалов иностранных нефтяных фирм с другими государствами — членами ОПЕК; «ройалти» были выделены в самостоятельный вид платежей (ранее рассчитывались как аванс в счет подоходного налога), а налоги на прибыли стали взиматься исходя из справочных цен (до этого для французских фирм они определялись на основе менее выгодных для АНДР «расчетных» цен). Был ограничен также перевод за рубеж всех прибылей от нефти, оставшихся после уплаты налогов, и твердо зафиксированы суммы в расчете на каждый добытый баррель, которые подлежали реинвестированию в повышение продуктивности месторождений, разрабатываемых иностранным капиталом совместно с «Сонатрак», и в разведочные работы на нефть. АНДР, как и Ливия, начала самостоятельно определять уровень справочных цен, которые были повышены по сравнению с расчетными в среднем с 2,08 долл. за барр. до 3,6 долл., в зависимости от качества и местоположения алжирской нефти, в соответствии с условиями Триполийского соглашения [289, с. 158—159; 163, Прил.]. В итоге Алжир добился полного и безусловного права решать все вопросы развития своей нефтегазовой промышленности.
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.
В СССР коэффициенты нефтеотдачи по ряду крупных нефтяных месторождений, разрабатываемых с широким применением методов интенсификации, достигают 50—60%, в США средние коэффициенты нефтеотдачи составляют 32—36%.
В 1974 г. по объединению Башнефть из месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт, добыто 94,3% нефти.
В настоящее время добыча нефти из месторождений, разрабатываемых с искусственным заводнением, превышает 75% от всего объема добычи. Этот метод и в ближайшем будущем останется основным. Однако для залежей, на которых обычное заводнение не может обеспечить достаточно высокой нефтеотдачи, приходится применять другие методы разработки. В первую очередь это методы циклического воздействия переменных потоков, применение высоких давлений и градиентов.давлений, направленные на совершенствование технологии заводнения путем повышения охвата пластов заводнением.
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.
Закономерности динамики себестоимости добычи нефти для большинства нефтяных месторождений, разрабатываемых при активном водонапорном режиме, весьма схожи по своему характеру и в значительной степени обусловлены стадией разработки месторождения. На поздней стадии разработки большое влияние на уровень себестоимости добычи нефти оказывает обводненность продукции скважин. Рост обводненности извлекаемой жидкости отражается в себестоимости добычи нефти, главным образом в изменении переменных затрат. В условиях интенсивного роста обводненности переменные затраты в значительной мере определяют уровень и характер динамики себестоимости добычи нефти. К ним относятся энергетические затраты, расходы по сбору, транспортировке и подготовке нефти и по увеличению отдачи пластов. В связи с этим представляет определенный интерес многофакторный анализ себестоимости добычи нефти в части только переменных затрат с учетом стадии разработки месторождения. Основное внимание в анализе уделяется выявлению влияния роста обводненности извлекаемой жидкости на уровень и динамику переменных затрат. При этом учитываются также и другие факторы.
В 1972 г. из газовых месторождений Узбекской ССР было получено 33,6 млрд. м3 газа — более 17% общесоюзной добычи газа. Из 19 месторождений, разрабатываемых в настоящее время в республике, наиболее крупными являются месторождения Газли, Учкыр, Шахпахты, Северный и Южный Мубарек, из которых в 1972 г. было получено 32,1 млрд. м3 газа, или 95% всей добычи газа по республике.
Месторождение Газли — крупнейшее из разрабатываемых месторождений Узбекской ССР. Начальные запасы газа 455,9 млрд. м3. На месторождении выявлено шесть промышленных горизонтов, залегающих на глубине 600—1200м. Наибольшие запасы газа сосредоточены в четырех горизонтах (IX, X, XII и XIII), геолого-технологические показатели которых следующие:
Из 13 месторождений, разрабатываемых без поддержания пластового давления, часть была введена в эксплуатацию до 1946 г., а по ряду других месторождений предусматривается поддержание пластового давления в последующие годы.
от месторождения Реформа до Рейносы и далее к газопроводам Южного Техаса. Уже вступила в строй его первая очередь. Норвегия начала подавать природный газ из месторождений Северного моря в ФРГ и Шотландию.
Предполагается, что одновременно с интенсивной разработкой месторождений Северного моря и голландских месторождений природного газа будет успешно эксплуатироваться ряд газовых месторождений во Франции (Лак), Италии (в долине реки По) и в некоторых других странах.
от месторождения Реформа до Рейносы и далее к газопроводам Южного Техаса. Уже вступила в строй его первая очередь. Норвегия начала подавать природный газ из месторождений Северного моря в ФРГ и Шотландию.
Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа, Средней Азии и других районов страны свидетельствует о том, что в тех случаях, когда при вскрытии и опробовании многопластовых продуктивных залежей не учитываются особенности отдельных эксплуатационных объектов, конечный коэффициент газоотдачи превышает немногим более 50%. Так, в начальный период разработки Ленинградского газоконденсатного месторождения во всех скважинах осуществлялось вскрытие всего газонасыщенного интервала единым фильтром. В результате одновременной эксплуатации сразу всех продуктивных пачек планируемый объем добычи газа и конденсата обеспечивался меньшим числом скважин. Однако за сравнительно короткий период времени произошло опережающее обводнение контурными водами второй, наиболее продуктивной пачки, обладающей наилучшими коллекторскими свойствами и наибольшими запасами газа и конденсата. Несмотря на принятые мероприятия, направленные на повышение конечной газоотдачи (бурение новых скважин с комбинированной системой вскрытия продуктивного горизонта, возврат на нижележащие продуктивные пачки и др.), коэффициент газоотдачи обводненой зоны второй продуктивной пачки составил всего 56%.
В последние годы в газодобывающей промышленности СССР произошли большие изменения. Прежде всего, изменилась география отрасли: уменьшилась добыча газа из месторождений Северного Кавказа, Поволжья, Украины и увеличился удельный вес районов Средней Азии, Сибири, Коми АССР с 15% в 1965 г. до 43,5% в 1972 г. Многие газовые месторождения европейской части СССР переходят на режим падающей добычи. На этих месторождениях для поддержания достигнутого уровня добычи газа нужно будет вводить большое количество дополнительных скважин, а также объектов промысловой обработки газа.
Однако, для установления годовых отборов нельзя ограничиться только указанными соображениями. Рассмотрим результаты расчетов приведенных затрат по крупному газовому месторождению с извлекаемыми запасами 120 млрд. м3 (табл. 9.2). Исходные данные для расчета затрат па добычу газа приняты применительно к условиям разработки месторождений Северного Кавказа, на транспорт — к средним по СССР показателям при дальности перекачки газа 1000 км.
Примечание. Исходные данные для расчета затрат на разработку месторождения приняты применительно к условиям разработки месторождений Северного Кавказа (см. расчеты затрат по табл. 9.2), стоимость замыкающего топлива в местах потребления газа за вычетом затрат на разведку итранспорт газа—18 руб/1000 м3. Показатели добычи газа рассчитаны исходя из ввода всех объектов газопромыслового хозяйства к началу разработки.
Конкуренция со стороны природного газа, особенно в коммунально-бытовом секторе, поступление все большего количества нефти с месторождений Северного моря обусловят замедленные темпы роста потребностей в электроэнергии и в будущем. В ближайшие годы заказы на новые электростанции будут носить лишь эпизодический характер. Разработаны два варианта возможного развития спроса на электроэнергию в период до 1990 г. По первому варианту потребление будет увеличиваться ежегодно на 3,4%, согласно второму, учитывающему возможность максимально широкого развития добычи нефти и природного газа, — лишь на 1,3% в год. Согласно второму варианту прогноза новых генерирующих мощностей не потребуется до 1990 г. Отсюда и большой разброс в оценках развития ядерной энергетики до 2000 г.
8. Область применения ГС и РГС продолжает расширяться. Помимо их использования для освоения трещиноватых, малопроницаемых и тонких пластов, при разработке месторождений тяжелых нефтей и морских месторождений начинает отрабатываться технология разработки небольших месторождений одной горизонтальной скважиной. Это особенно актуально для небольших месторождений Северного моря. Так, в 1994 г. начата добыча нефти одиночными РГС на месторождениях Medwin и Gulfaks. Новым актуальным применением ГС стало их использование в каче-
Немаловажную роль в снижении мировых цен на нефть в этот период сыграло также резкое увеличение капиталовложений на освоение месторождений и увеличение добычи нефти за пределами стран ОПЕК (освоение морских месторождений Северного моря, Аляски).
Что касается «проедания» прежних заделов, то оно, к сожалению, имело место в период становления наших нефтяных компаний. Теперь эта болезнь роста миновала. В частности, ЛУКОЙЛ в прошлом году увеличил свои запасы нефти почти на столько же, сколько ее добыл. В текущем году прирост запасов уже превысит добычу. Такая тенденция сохранится и в последующем - главным образом, за счет новых месторождений Северного Каспия, Тимано-Печорского региона и Сибири.
Методическими указаниями Методической литературы Методического инструментария Методическую литературу Методологическое руководство Методология планирования Максимально возможными Методологии нормирования Методологии управления Метрологического обеспечения Миграционных процессов Миллионов потребителей Минимальный временной вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
