|
Обводненности добываемой
Обводненность продукции, % ......
Третья стадия характеризуется значительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением скважин, сокращением фонда эксплуатационных скважин. В этот период продолжается бурение эксплуатационных скважин, осуществляются мероприятия по дальнейшей интенсификации разработки; на отдельных заводненных участках наблюдается форсированный отбор жидкости и т. д. К концу третьей стадии добывается 80—90% извлекаемых запасов нефти, обводненность продукции достигает примерно 80%. Как установлено исследованиями Н. М. Николаевского [40], продолжительность основного периода разработки крупных залежей (отбор порядка 80% запасов) может достигать 60 лет.
По объединению Башнефть на 1 января 1975 г. уже 13,9% действующего фонда скважин имели обводненность продукции более 90%.
трат по скважине (затраты, которые могут быть высвобождены или сэкономлены при отключении скважины из эксплуатации) ведется на базе ее индивидуальных данных (глубина, дебит нефти , обводненность продукции) и усредненных по НГДУ удельных затрат. Нами ранее был предложен методический подход распределения затрат на добычу по отдельным объектам эксплуатации ( месторождениям, пластам и скважинам)*, который часто используется при таких расчетах. При таком подходе в первую очередь требуется разделение затрат на добычу нефти на условно-постоянные и условно-переменные. Поскольку одни затраты зависят от изменения объема продукции (нефти, жидкости и закачки воды), а другие - от действующего фонда нефтяных скважин, эти два фактора играют важнейшую роль при определении себестоимости добычи нефти по скважине. Разделение затрат на условно-постоянные и переменные осуществляется на основе тщательного изучения и анализа затрат на добычу по конкретному НГДУ.
По мере выработки нефтяных запасов из пласта количество закачиваемой воды в расчете на 1 т извлекаемой нефти возрастает, соответственно увеличивается обводненность продукции.
Рассмотренное выше явление характеризует главным образом статическое состояние условий формирования себестоимости добычи нефти. Однако исследование этого процесса в динамике за достаточно продолжительный период времени существенно усложняется. Трудности такого исследования заключаются в том, что вследствие определенных специфических особенностей, присущих разработке нефтяных месторождений, по мере выработки запасов нефти роль и значение некоторых факторов во времени значительно меняются. К ним относится, например, обводненность продукции скважин.
выработки промышленных запасов нефти основным фактором, определяющим уровень и характер динамики себестоимости добычи нефти, является обводненность продукции скважин. Особенно сильно влияние этого фактора проявляется на поздней стадии разработки месторождений.
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.
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.
Представленные данные характеризуют раннюю стадию разработки месторождения, когда добыто из пласта менее половины извлекаемых запасов нефти. Иной характер имеет подобный.процесс при форсировании отбора жидкости из высокообводненных залежей с падающей добычей нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что форсированный отбор жидкости на поздней стадии эксплуатации месторождения не приводит к заметному снижению темпов обводненности нефти. В работе [19] отмечается, что обводненность продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождения, как правило, не зависит от изменения темпов отбора жидкости. Экономический эффект, обусловленный улучшением технико-экономических показателей, достигается в данном случае за счет увеличения текущей добычи нефти и сокращения общего срока эксплуатации месторождения.
характера исходные данные в расчетах приняты в -широком диапазоне возможного их изменения. Так, начальные дебиты скважин по жидкости приняты равными 30, 200, 250 мэ/сут, обводненность продукции — соответственно 50, 75 и 90 %. Коэффициент интенсификации (отношение отбора жидкости при форсировании к исходному дебиту) изменялся в пределах 1,2 — 2,5.
а) изменение % обводненности добываемой нефти . . .
Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году Кп t+ 1 но объединению (предприятию) определяется как средневзвешенная величина этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений. Этот показатель учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологических факторов на изменение фонда добывающих скважин, их производительности, обводненности добываемой продукции и рассчитывается как произведение трех коэффициентов :
в) за счет затрат, связанных с изменением обводненности добываемой нефти;
Рост эксплуатационных затрат по данному фактору произо- \ . шел в основном за счет увеличения расходов по содержанию ) \ и эксплуатации оборудования, а также энергетических расхо-/ » дов, связанных с ростом обводненности добываемой нефти. /
дования, а рост обводненности добываемой нефти обусловил увеличение затрат по деэмульсации и перекачке нефти на 36%. Примерно на 26% возросли расходы на повышение отдачи пластов.
а) Увеличение затрат в связи с ростом процента обводненности добываемой жидкости (Д30б)
ся мероприятия по поддержанию "пластового давления. Поэтому наблюдается тенденция значительного роста обводненности добываемой продукции и снижения дебитов по новым скважинам, пробуренным на месторождениях, уже находящихся в разработке (табл. 19).
По данным этого же НГДУ, установлена следующая зависимость межремонтного периода работы погружных электронасосов от обводненности добываемой продукции.
По мере роста обводненности добываемой продукции возрастает необходимость в увеличении мощностей по обработке добываемой жидкости и подготовке сточных вод, что требует значительных трудовых затрат. Например, за 1959—1969 гг. по МНП удельная численность рабочих, занятых подготовкой нефти, возросла в расчете на одну скважину действующего фонда вдвое (с 0,2 до 0,4). Объем деэмульсированной нефти возрос по стране за 1961 — 1970гг. в 4,7 раза (с 58,1 млн. до 270,9 млн. т). Удельный вес работников, занятых подготовкой нефти, в отдельных районах достигал 15—20% всей численности ППП. Например, в НГДУ Туймазанефть в 1966 г. (в этом году был достигнут максимальный уровень добычи нефти) было обработано 19,14 млн. т добытой жидкости с содержанием воды 22,7% и содержанием солей 29441 иг/л, в результате после обработки было получено 14,8 млн. т нефти с содержанием воды 0,3% и солей 32—35 мг/л. Подготовка нефти осуществлялась на 11 установках мощностью около 50 тыс. т/сут. Для сбора, хранения и подготовки использовали 102 резервуара общей емкостью 216 тыс. м3. Численность работающих цеха ППН составила 434 человек, или 15,3% всей численности ППП НГДУ.
4. Как видно из табл. 28, по анализируемым НГДУ обводненность колеблется от 1,4 до 98,7%. Анализ распределения НГДУ по обводненности добываемой продукции и сопоставление значения производительности труда по отдельным группам показывает, что между ними также имеется тесная связь.
Группа НГДУ по обводненности добываемой продукции, %
Определенными условиями Определенным критериям Обязанностей руководителя Определенная договором Определенной экономической Определенной хозяйственной Определенной комбинации Определенной организационной Определенной профессии Определенной специальности Обязанности администрации Определенной технологической Определенной зависимости вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
