Годовые уровни - добыча - нефть
Cтраница 1
Максимальные годовые уровни добычи нефти ВИЗ Ман-чарово - Игметовского и Яркеевского участков и полностью нефтяной части Арланской площади совпадают, составляя 2 7 - 2 8 % от геологических запасов в год. Плотность сетки ВНЗ Манчарово-Игметовского и Яркеевского участков меняется от 35 до 55 га / скв. [1]
При уточнении годовых уровней добычи нефти они должны коррелироваться с разбуренностью и учитывать проектные показатели разработки, т.е. выработка запасов не должна превышать разбуренность запасов и проектные показатели. [2]
Самые высокие в мире годовые уровни добычи нефти были достигнуты в нашей стране ( 624 млн. т в СССР и 569 млн. т в России), причем не только благодаря большой территории и богатству недр, но и благодаря использованию передовых методов технологии нефтедобычи. [3]
Последние сведения отвечают на вопросы: почему в таблице 1 годовые уровни добыч нефти в мире сопоставляются с уровнями добычи только в двух странах - США и России ( потом СССР) и почему выборочно подбирались именно эти годы. [4]
Для выявления оптимальных соотношений в каждом из рассматриваемых районов были произведены расчеты, в результате которых по всем трем районам определены годовые уровни добычи нефти. [5]
 |
Зависимость годовых темпов отбора от нефтеотдачи. [6] |
По тем зонам, в которых нижний пласт Cvi является водонефтяным или полностью водонасы-щенным ( зоны II и III типа), максимальные значения годовых уровней добычи нефти соответственно составляли 1 5 % и 1 9 % и были достигнуты через 14 лет после начала разработки. [7]
Для решения этой проблемы необходимо применение прогрессивных методов и технологий, позволяющих повысить эффективность традиционного заводнения. Стабилизация годовых уровней добычи нефти приводит к увеличению доли добычи нефти за счет применения методов воздействия на пласт ( МВП) в текущей добыче. [8]
На Урьевском месторождении гидроразрыв пласта применяется с 1994 года. К этому времени были остановлены все, кроме одной, добывающие скважины объекта ЮВ. По объектам ABi 2 и БВю годовые уровни добычи нефти также снижались, темпы падения непрерывно росли. [10]
В последние годы положение постепенно начинает меняться. Ставится вопрос об организации в основных нефтедобывающих регионах специальных уполномоченных органов, призванных контролировать процесс разработки месторождений. На Министерство энергетики Российской Федерации ( Минэнерго России) Положением о министерстве, утвержденным постановлением Правительства РФ от 12.10.200 0 г. № 777, возложена функция осуществления совместно с другими федеральными органами исполнительной власти и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации контроля за разработкой месторождений углеводородов в соответствии с проектной технологической документацией, а также выполнения условий лицензии на право пользования недрами, и в частности фиксируемых в ней годовых уровней добычи нефти. Минэнерго также поручена подготовка предложений по повышению эффективности разработки месторождений. Одной из основных мер в этой области является целенаправленное совершенствование системы налогообложения нефтегазодобычи. При этом, учитывая специфику отрасли, система должна предусматривать, во-первых, вовлечение в сферу регулирования всех видов налогов, уплачиваемых нефтедобывающими предприятиями, а не только платежей за пользование недрами; во-вторых, установление ставок налогов, связанных непосредственно с пользованием недрами, в частности роялти, акциза и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы по конкретным месторождениям с учетом рентабельности их освоения. [11]
Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом и составляющие 20 - 50 %, а иногда и более от скважин основного фонда. Местоположение этих скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Места заложения резервных скважин устанавливают после бурения скважин основного фонда на основе большого объема геологопромысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку основным фондом скважин. На объектах, на которых в процессе разработки происходит стягивание контуров нефтеносности ( при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади ( блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. [12]
Страницы: 1