Физико-химические свойства продукции скважин

Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель.

Анализируя данные таблицы, можно сделать следующие выводы.

Добываемые нефти в основном высокой (>30 мПа с) и повышенной (от 10 до 30 мПас) вязкости. Последние составляют 41,4 %. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 1,7 до 5,05 %. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, здесь она превышает 75 мПа с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне - от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Пластовые воды минерализованные, содержание солей в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Киенгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Результаты исследований пластовых нефтей в пределах месторождений по исследованным залежам не остаются постоянными. Повышение вязкости и плотности нефти наблюдается в направлении от центральной части залежи к ее периферии, а также вблизи водонефтяных контактов. Распределение упомянутых параметров по толщине залежи сверху вниз происходит по такой же закономерности. В обратной зависимости изменяется давление насыщения нефти газом. Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасышенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до (0,50 мкм2) зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375-0,424 Па-с, скважины 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимой залежи Динтемского (яснополянский надгоризонт) и на Мещеряковском (турнейский ярус) месторождениях (1,766-4,213 Па-с, скважины 187, 3401, 3402).

Перечисленные выше показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5-15,5 т/сут.

33. Себестоимость добычи нефти и газа. Состав, классификация и группировка затрат. Факторы, влияющие на себестоимость продукции.

Себестоимость добычи нефти и газа - стоимостная оценка используемых в процессе добычи нефти и газа природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат.

Состав, классификация и группировка затрат определяются следующими основными особенностями:

-технологическим процессом добычи одновременно двух продуктов - нефти и газа;

-выпуском только готовой продукции;

-поддержание пластового давления, извлечение продукции из скважин, сбор и транспортировка нефти и газа, комплексная подготовка нефти, подготовка и утилизация сточных вод, внешняя перекачка нефти и газа;

- осуществлением основных технологических процессов в автоматизированном режиме;

- ухудшением горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с этим снижением дебита скважин, выводом в бездействие или консервацию большого количества скважин в связи с их нерентабельностью, ростом себестоимости добычи нефти и газа;

- необходимостью проведения ГТМ и КРС

В себестоимость добычи нефти (газа) включаются:

1) затраты, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефти

2) платежи за добычу полезных ископаемых;

4) затраты на совершенствование технологии

5) расходы на технический осмотр, на проведение текущего, среднего и капитального ремонтов;

6) модернизация и реконструкция оборудования,

7) затраты на обеспечение нормальных условий труда и техники безопасности;

8) содержание работников, затраты на командировки, обучение.

9) платежи по кредитам банков

10) налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления.

Влияние на себестоимость следующие группы факторов:

• повышение технического уровня производства;

• улучшение организации производства и труда;

• изменение структуры и объема производимой продукции;

• изменение природных условий добычи нефти и газа и способов добычи нефти;

• прочие факторы.

Затраты, образующие себестоимость группируются:

1) материальные затраты;

2) затраты на оплату труда;

3) отчисления на социальные нужды;

4) амортизационные отчисления;

5) прочие расходы.

Классификация затрат

Для правильного учета, планирования и анализа все перечисленные выше затраты классифицируются по следующим признакам:

-по экономической роли в процессе производства - на основные и накладные;

-по способу включения в себестоимость отдельных видов продукции - на прямые и косвенные;

-по характеру связи с объемом производства - на переменныеи постоянные;

-по степени однородности - на элементные и комплексные,

-по месту формирования - на затраты производственного участка, отдела, цеха и предприятия.