Фонд нефтяных скважин за 1987 год

В 1932—1940 годы в нефтя,ную промышле(Нность этого района было вложено 795,6 миллиона рублей, его удельный вес в капиталовложениях нефтяной промышленности СССР в 1940 году составил 13,2 процента К Быстрыми темпами растет воод скважин в эксплуатацию. В 1932 году было введено всего 5 скважин (в том числе в Башкирии — 4), в 1933—1937 годы — 235 скважин в Башкирии — 187), в 1938—1940 годы — 482 скважины (в Башкирии — 302). Если по СССР фонд действующих скважин вырос с 1932 по 1940 год в 2 с небольшим раз , то в районе Второго Баку—-в 59 раз [c.58]

Фонд нефтяных скважин [c.70]

Весь эксплуатационный фонд нефтяных скважин......... [c.72]

Фонд эксплуатационных нефтяных скважин [c.261]

Добыча нефти вторичными методами (с помощью закачки воды) является одной из важнейших проблем, решение которой направлено на максимальное извлечение нефти из пластов. Это связано с тем, что свыше 75% фонда нефтяных скважин страны дают каждая менее чем 0,5 т нефти в сутки. Следовательно, свыше 400 млн. т извлекаемых запасов нефти США приходится на истощенные, малодебитные месторождения, которые экономически целесообразно разрабатывать с применением вторичных методов добычи. [c.25]

Третья особенность — удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного наблюдения и воздействия. Это обусловливает своеобразный характер технологии процесса добычи нефти, когда человек вынужден воздействовать на предмет труда не непосредственно, а через нефтяные и газовые скважины. Отсюда возникает необходимость планирования и организации постоянного капитального строительства в добыче нефти — бурения. К тому же необходимо постоянное и непрерывное воспроизводство производственных объектов — скважин — с тем, чтобы с одной стороны компенсировать истощение пластов, а с другой стороны обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей. Поэтому капитальное строительство в виде бурения нефтяных и газовых скважин в тех или иных организационных фор- [c.26]

Третья особенность — удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования. Это обусловливает своеобразный характер технологии процесса добычи нефти, когда человек вынужден воздействовать на предмет труда не непосредственно, а через нефтяные и газовые скважины. Отсюда возникает необходимость планирования и организации постоянного капитального строительства в добыче нефти — бурения скважин. К тому же необходимо постоянное и непрерывное воспроизводство производственных объектов (скважин) с тем, чтобы, с одной стороны, компенсировать истощение пластов, а с другой — обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей. Отсюда связь бурения с добычей нефти при планировании буровых работ, а также планирование добычи нефти по категориям скважин (старые и новые скважины). Кроме того, наличие скважин в качестве орудий труда, часто бурящихся па большие глубины, при недостатке пластовой энергии вызывает необходимость большого расходования энергии на подъем нефти (при компрессорном и глубиннонасосном способах эксплуатации). [c.19]

Подземное оборудование нефтяных скважин наиболее дорогостоящее, при этом на насосно-компрессорные и обсадные трубы приходится до 65—75% стоимости основных фондов добывающего предприятия. Обсадные и насоснокомпрессорные трубы изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 632—80. Обсадные трубы в зависимости от диаметра изготавливают из сталей разной группы прочности [c.117]

ОБОРУДОВАНИЯ и СООРУЖЕНИЙ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ. Важнейшим элементом основных фондов нефтедобывающей нром-сти являются нефтяные скважины они составляют более 60% всей стоимости основных фондов этой отрасли, по ним рассчитывается производств, мощность нефтепромыслов. Поэтому использование основных фондов в нефтедобыче характеризуется прежде всего показателями использования нефтяных скважип. [c.270]

Увеличился эксплуатационный фонд газовых и нефтяных скважин с 5205 в 1993 году до 5977 в 2001. [c.7]

За 1991-2000 годы произошло сокращение объемов добычи нефти с 460 млн. тонн до 323 млн. тонн в год. В этом падении кроется клубок проблем, связанных с нефтедобычей. Образовался бездействующий фонд скважин, снизилась доля активных (высокопродуктивных) запасов в балансе большинства нефтяных компаний. [c.7]

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных и газовых скважин на начало или конец данного периода времени. [c.140]

Исходя из того, что нефтяные и газовые месторождения эксплуатируют на основании научно обоснованных проектов разработки, добычу нефти и газа планируют на основании данных гидродинамических расчетов отбора нефти из пластов в соответствии с проектом разработки. Каждый пласт при этом рассматривается как единое гидродинамическое целое, разрабатывающееся при помощи взаимодействующих эксплуатационных и нагнетательных скважин. На основе проекта разработки планируют фонд скважин, его движение, т. е. ввод скважин в эксплуатацию, перевод их с одного способа эксплуатации на другой и отключение скважин. [c.131]

В нефтяной промышленности наряду с многочисленными крупными фирмами имеются и тысячи мелких фирм. Часто основные фонды такой фирмы ограничиваются одной бензозаправочной станцией или всего несколькими скважинами. Некоторые мелкие фирмы работают лишь в одной области нефтяной промышленности, в то время как другие осуществляют несколько или весь комплекс операций, связанных с нефтью. В области нефтепереработки и транспорта насчитываются сотни различных фирм, в добыче тысячи, а в сбыте число фирм превышает 100 ООО. Конкуренция между крупными и мелкими фирмами существует во всех областях деятельности нефтяной промышленности. [c.19]

Методика лабораторных исследований основана на химической и термической деэмульсации наиболее широко применяемых способов обезвоживания промысловых нефтей. Несложные расчеты показывают, что концентрация ЖГ в сырой промысловой нефти на установках по подготовке максимально (теоретически) может достигнуть 0,3-0,4 % при условии, что весь добывающий фонд скважин глушится при проведении ремонтов только обратной эмульсией. На наземных нефтяных коммуникациях происходит непрерывное разбавление откачиваемой ЖГ из одной или нескольких вновь пущенных в работу скважин продукцией всех других добывающих скважин. Поэтому обратные эмульсии многократно разбавляются и перемешиваются в объеме подготавливаемой нефти. Концентрация ЭС-2 в этой нефти, как показывают расчеты, достигает ничтожно малых значений (0,0005-0,002 %), а концентрация активных компонентов реагента ЭС-2 еще в 2 раза ниже. [c.195]

Муслимов Р. X. и др. Об уточнении методики определения резервного фонда с учетом технического состояния скважин и работ по повышению их эксплуатационной надежности. Нефтяное хозяйство ,. 1977, 3, с. 22—26. [c.80]

В целом различными нефтедобывающими организациями эксплуатация ведется более чем на 1000 нефтяных местоскоплений с общим фондом более 150 тыс. добывающих скважин. [c.260]

В начале 20-х годов на нефтяных промыслах стали внедряться электрификация и механизированная добыча нефти при помощи станков-качалок. В начале 30-х годов были созданы заводы нефтяного машиностроения, что позволило организовать изготовление станков-качалок, фонтанной арматуры, компрессоров, насосов, буровых лебедок и другого отечественного оборудования. Сейчас для нефтяной промышленности выпускаются станки-качалки со-вершенно конструкции производительностью от 3 до 15 т в час и различные глубинные насосы с параметрами, охватывающими условия всего фонда нефтяных скважин. У нас созданы станки-качалки с автоматическим регулированием постоянства отбора нефти. Установленный на них вариатор оборотов позволяет но мере износа насоса поддерживать постоянный отбор нефти из скважины, что удлиняет межремонтный период ее работы. [c.54]

Неоднородность пластов по смачиваемости сначала была выявлена по аномальным данным каротажа. Во многих скважинах по всей западной части Яринской площади были определены аномально высокие сопротивления на электрокаротажных диаграммах, причем в достоверно определенных нефтенасыщенных частях коллектора. В 34 % фонда нефтяных скважин наблюдались сопротивления в пределах 600—7000 Ом-м, в то время как нормальная величина этого параметра для данного коллектора колеблется от 60 до 250 Ом-м. К тому же показания микропотенциал-зондов здесь в 20—30 раз превышали показания микроградиент-зондов. Как известно, для обычных нефтенасыщенных песчаников эти показания отличаются лишь в 5—10 раз. [c.25]

Основные фонды объедине.ния составляют около 3,5 млрд. руб., около 60% из них — нефтяные и нагнетательные скважины. Объем буровых работ в 1981 г. составил 2,8 млн. м. Предприятия объединения ведут промьШ1ленную разработку и пробную эксплуатацию 100 месторождений нефти и газа, фонд нефтяных скважин составляет около 14 тысяч, а нагнетательных и вспомогательных более. 1 тысяч. [c.203]

Компания Добыча нефти, млн. т Перв11Ч11ая перера ботка нефти, млн. т Фонд нефтяных скважин, сд. [c.90]

Геологоразведочпые работы, объем которых неуклонно растет в денежном и физическом выражении, требуют огромных материальных ресурсов. В добавление к этому, при большой освоенности во всех регионах снижается эффективность, усложняется структура запасов. В общем объеме открытий в приросте запасов растет доля мелких месторождений, в том числе залежей с трудноизвлекаемой нефтью. Снижается продуктивность новых скважин. В поиски вовлекаются районы со сложными природными условиями. Осложняется и общая ситуация в добыче. Так, в России в настоящее время все гигантские нефтяные месторождения практически полностью вовлечены в разработку основные продуктивные горизонты находятся на стадии снижающейся добычи. Почти вся добыча газа сосредоточена на нескольких гигантах Западной Сибири, Оренбургском и Вуктыльском месторождениях. Множество мелких месторождений дают ничтожное количество добываемой нефти, а четверть эксплуатационного фонда нефтяных скважин простаивает. Поэтому необходимо обеспечить максимальную эффективность поисков и разведки на всех стадиях и этапах, с основной направленностью на то, чтобы геолого - разведочные работы обеспечивали наибольшие запасы нефти и газа при минимальном числе скважин. Важнейшим условием этого является своевременное и всестороннее обобщение накопленного и получаемого материала, разработка новых направлений и концепций, максимальное внедрение результатов научных разработок, новых методик, аппаратуры, методов и принципов обработки получаемых данных для выполнения главной задачи -укрепления минерально-сырьевой базы добычи горючих ископаемых. [c.60]

Из обшего фонда нефтяных скважин США, который состав— ляеф 80% от мирового эксплуатационного фонда 37,9 тыс. скважин по состоянию на 1 января 1978 г. приходятся на фонтанные, остальные 490,5 тыс, скважин относятся к механизированному фонду [1], Доля малодебитных скважин (с дебитом до 1,6 м /сут), эксплуатируемых шТанговьп глубинными насосами, составляет свыше 70% от всего механизированного фонда. Остальные 120,4 тыс, скважин механизированного фонда эксплуатируются с применением газлифт-ных установок (43,3%), штанговых глубинных насосов (40,5%), электроцентробежных насосов (8,3%), гидропоршневых насосов (7,9%). [c.1]

С увеличением же отборов газа в два раза, т. е. до 300 тыс. м 3/сут., для обеспечения работы 22 газлифтных скважин наблюдается резкое падение давления (табл. 2) и срок работы этих скважин составит всего лишь 6 лет. Поэтому с увеличением фонда газлифтных скважин свыше 11 срок их эксплуатации составит менее 30 лет. Поэтому ввод одновременно двух скважин только с целью увеличения фонда газлифтных скважин с 11 до 22 является нерациональным. Однако скважина 60 находится вблизи внешнего контура газоносности и будет после непродолжительной эксплуатации обводнена. Поэтому необходимо подготовить еще одну из газовых скважин, близлежащую к сводовой части, например, скважины 58, 62, используемые ныне как нефтяные. Лучше же провести новую газовук> скважину в купольной части П1 пласта. Эта скважина будет иметь лучшую газогидродинамическую характеристику и сможет обеспечить работу тех же газлифтных скважин в течение более длительного периода. Кроме того, она обводнится позже остальных газовых скважин, так как будет расположена выше по структуре. [c.23]

XIII—XVIII с толщиной пластов от 30 до 61 м при обводнении 93% фонда добывающих скважин текущая нефтеотдача составила всего 9% [29, 23], а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВд коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой жидкости 60—70% составил всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. [c.43]

Как известно, осуществление промышленного эксперимента ио разрежению сетки размещения скважин на Бавлинском месторождении намечалось с целью решения двух очень важных задач. Во-первых, как повлияет остановка части фонда эксилуатационпых скважин (около 41%) на уровень добычи жидкости. Во-вторых, как повлияет разрежение сетки скважин на конечную нефтеотдачу иласта. Теория разработки нефтяных месторождений, в частности, теория интерференции скважин к началу проведения эксперимента (1958 г.) была в состоянии дать иринципиальный ответ на постановку первой задачи. Этот ответ кратко можно сформулировать следующим образом для условий однородного пласта залежи Бавлинского нефтяного месторождения можно сохранить или даже несколько увеличить уровень добычи ншдкости ири остановке части эксплуатационного фонда скважин с условием изменения режима работы (забойных давлений) по скважинам, оставшимся в эксплуатации. [c.115]

Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях, Коми АССР, Западной Сибири и в других районах. Пока что герметизированные однотрубные централизованные схемы нефтегазосбора внедряют и осваивают недостаточно быстро. Например, в Татарии еше только немного более 80% эксплуатационного фонда скважин переведено на герметизированную систему сбора нефти. Перевод всех нефтяных скважин на герметизированную схему сбора намечено завершить в 1977 г. Это позволит исключить из технологической цепочки мерники и резервуары сборных пунктов и ликвидировать основные источники потерь. Необходимость скорейшего внедрения герметизированных схем сбора вызвана тем, что по данным проведенных исследований, величина потерь нефти при герметизированной схеме сбора примерно в 20 раз меньше, чем при самотечной. [c.134]

Производительность нефтяных скважин определяется рядом факторов, для характеристик к-рых применяются след, показатели 1) коэффициент использовапия всего эксплуатационного фонда скважип, к-рый включает как действующие, так и бездействующие скважины он представляет собой отношение рабочего времени всего эксплуатационного фопда скважин к его календарному времени и характеризует резервы улучшения использования наличных скважин вследствие восстановления бездействующих скважин 2) количество календарных скважип 0-месяцев действующего фопда скважин, т. е. сумму действующих скважин, умноженную на число месяцев работы оно зависит от количества скважин, перешедших в эксплуатацию из бурения и бездействия, и сроков ввода их в эксплуатацию 3) количество отработанных скважино-месяцев, к-рое определяется путем деления числа дней, фактически отработанных всеми скважинами за месяц, на календарное число дней в месяце оно зависит как от сроков ввода скважин в эксплуатацию из бурения и бездействия, так и от всякого рода остановок, сокращающих рабочее время скважин. [c.270]

Особую тревогу вызывают экологические проблемы дораз-работки нефтяных месторождений, обусловленные необходимостью добычи и закачки больших объемов попутной воды, старым фондом нефтяных и нагнетательных скважин, изношенностью нефтяных и водяных нефтепромысловых трубопроводов, появлением большого количества источников разлива нефтепродуктов. [c.92]

Значительная доля фонда скважин (как добываюоцгх, так и нагнетательных) характеризуется низкой производительностью. Это обусловлено тем, что нефтяные залежи Оренбуржья приурочены к низкопроницаемым коллекторам, продуктивные пласты имеют низкие фильтрационно-е.мкостные характеристики. [c.177]

Показано, что разработку нефтяных месторождений сле(дувт осуществлять плотной сеткой скважин, без последупцего доуплотнения фонда, с использованием интенсивных площадных систем и воздействия. [c.115]

Так, после просмотра фонда пробуренных и ликвидированных скважин в западной части Башкирии геологи предложили возобновить работы по испытанию скв. 2 Михай-ловка и СКВ. 11 Балтаево. В результате проведенных работ в скв. 2 из верхне-фаменских известняков в 1968 г. получен фонтанный приток нефти дебитом 44 т/сут, что ознаменовало открытие Михайловского нефтяного месторождения, на Бал-таевской площади обнаружена промышленная нефть в карбонатных породах турнейского яруса (дебит 52 т/сут). [c.47]

В статью Основная заработная плата производственных рабочих включается основная заработная плата операторов, находящихся в ведении инженерно-технологических служб и занятых на работах по обслуживанию нефтяных, газовых, нагнетательных, оценочных и наблюдательных скважин, групповых приводов, групповых замерных установок и осуществляющих замер добычи нефти и газа пз скважии, буферного, затрубного и межколонного давлений в скважинах, установку и снятие карт-диаграмм, а также старших инженеров-технологов, инженеров-технологов и техников-технологов нефтепромыслов и ЦИТС. Эту статью рассчитывают в полном соответствии с планом по труду в части фонда заработной платы. [c.272]

При закачке в пласт сточных вод нефтяных промыслов, содержащих различное количество нефти и нефтепродуктов, происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды призабойной зоны скважин, т.е. увеличивается нефтенасыщенность ПЗП нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Это приводит не только к ухудшению фильтрационных свойств пласта, но и к потерям нефтепродуктов. Так, на месторождениях ПО Башнефть (НГДУ Арланнефть , Южарланнефть ) содержание нефтепродуктов в сточных водах не должно превышать 30-40 мг/л. Однако, как правило, эти нормы не вьщерживаются, а в некоторых периоды содержание нефтепродуктов достигает 500-1000 мг/л. По данным БашНИПИнефть, при закачке сточной воды с содержанием нефтепродуктов 300 мг/л только в НГДУ Южарланнефть в пласт возвращается до 200 т нефти в год. При закачке сточных вод с повышенным содержанием нефтяных остатков резко снижается приемистость и охват пласта заводнением по толщине. На Арланском нефтяном месторождении скв. № 6034, переведенная в нагнетательную, из добьшающего фонда скважин за 3 года, в течение которых проводилась закачка сточной воды, снизила приемистость с 531 до 43 м /сут. Одновременно снизился и коэффициент охвата пласта заводнением по толщине до 0,18. Исследования, проведенные на скважине, показали, что основной причиной такого резкого сннження приемистости явилось загрязнение призабойной зоны нефтепродуктами, солержашимИ., ч в закачиваемой воде. Причем отложение нефтепродуктов отмечено и в ство ле скважины, что явилось препятствием для спуска глубинных приборов в скважину. [c.103]

Выполнение проектных показателей нефтяных месторождений при заводнении в значительной степени зависит от эффективной работы нагнетательных скважин при стабильной приемистости. Однако в процессе закачки пресных подрусловых вод, вод открытых водоемов, сточных вод нефтепромыслов, используемых в системе заводнения, происходит заиливание поверхности фильтрации вносимыми с водами взвешенными веществами, нефтепродуктами и др. В результате происходит снижение, иногда и полная потеря приемистости. Кроме того, на высокую и устойчивую приемистость оказывается влияние и подготовка ПЗ нагнетательных скважин, вводимых под закачку из бурения или переводимых из эксплуатационного фонда. Подготовка ПЗП заключается в отчистке ее от глинистого раствора, АСПО, отлагавшихся в процессе эксплуатации скважин, причем современные широко применяемые методы воздействия на ПЗП с целью улучшения сообщаемости удаленной зоны со стволом скважины не всегда обеспечивают необходимые темпы закачки. [c.3]

Зейгман Ю.В., Нюняйкин В.Н., Рогачев М.К. Технологии применения жидкостей глушения скважин - составов УНИ для вторичного вскрытия, обработки призабойной зоны нефтяных пластов и проведения ремонтных работ в скважинах. -Уфа Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, 2000.-18с. [c.42]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология