Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения

Геологическая характеристика месторождений НГДУ "Альметьевнефть". Методы интенсификации и повышения коэффициента нефтеотдачи. Себестоимость предприятия, элементы затрат на производство. Характеристика состояния фонда скважин и способов эксплуатации.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Цель написания отчета по преддипломной практике - проанализировать деятельность, состояние и перспективы развития предприятия, закрепить знания, полученные в процессе обучения.
Основные задачи преддипломной практики:
­ ознакомление с целью и задачами производственной деятельности предприятия, изучение его организационной структуры;
­ ознакомление с производственным процессом;
­ ознакомление с конкретными служебными обязанностями экономиста, финансиста;
­ подготовка материала для написания дипломного проекта.
Первый раздел отчета по преддипломной практике посвящен анализу геолого-технической характеристики предприятия, и включает: геологическую характеристику, разрабатываемых площадей, текущее состояние разработки и фонда скважин, виды применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Во втором разделе отчета рассмотрены цели и задачи производственной деятельности предприятия, характеристика его организационной структуры, анализ основных технико-экономических показателей за 2011-2012гг., характеристика инвестиционной политики и программы предприятия.
В третьем разделе отчета представлен анализ издержек производства предприятия, в том числе: анализ себестоимости продукции по элементам затрат, анализ калькуляции себестоимости добычи нефти, выделение и анализ условно-постоянной и условно-переменной частей в себестоимости добычи нефти, анализ затрат на 1руб. товарной продукции, анализ прибыли и рентабельности предприятия, анализ ликвидности бухгалтерского баланса.
Объектом исследования является НГДУ «Альметьевнефть». Тема моего дипломного проекта: «Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения» поэтому основное внимание уделялось работе планово-экономического отдела, отдела инвестиций, геологического отдела, отдела по ремонту скважин и ПНП.
Главным условием увеличения рентабельности работы скважин является увеличение добычи нефти. В осуществлении задачи увеличения добычи нефти или поддержания прежних уровней в Татарстане важная роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений. Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождений и залежей Республики Татарстан однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических, физических, микробиологических методов увеличения нефтеотдачи, которые могут использоваться на фоне применения гидродинамических МУН.
Одним из видов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов являются технологии обработки ПЗП с применением соляной кислоты.
В настоящее время и в России, и в РТ успешно применяется огромное количество видов и вариантов использования различных обработок на основе соляной кислоты.
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
Кислотная обработка, будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения экономичности и эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно занимает свое место среди наиболее перспективных решений в области стимулирования добычи с месторождений.
Промышленное централизованное внедрение новых технологий кислотной стимуляции скважин позволяет получить существенный народно-хозяйственный эффект за счет дополнительной добычи нефти, сокращения затрат на закупку химреагентов сторонних организаций и фирм.
Таким образом, актуальность дипломного исследования состоит в анализе влияния мероприятий по повышению рентабельности работы скважин методом обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов на основе кислоты. В четвертом разделе отчета рассмотрены мероприятия, выбранные для анализа, согласно темы дипломного проекта.
Основными источниками информации для написания отчета послужили пояснительные записки к годовым отчетам за 2011-2012гг., геологические отчеты за 2011-2012гг., а также формы бухгалтерской отчетности НГДУ «Альметьевнефть».
НГДУ «Альметьевнефть» осуществляет разработку Ромашкинского (Минибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской площадей с залежами верхних горизонтов) и Бухарского нефтяных месторождений.
Основным эксплуатационным объектом являются девонские отложения (Д0, Д1), в которых сосредоточены 88% всех начальных запасов нефти НГДУ. Следующими по величине указанных запасов являются отложения бобриковского горизонта около 9,3 %, на турнейский ярус приходится около 2%.
Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения с размерами 19,5?13,3 км и общей площадью 255,6 км2. Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770м.
В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделено 9 продуктивных пластов: Д0, «а-б3» - верхняя пачка, «в-д» - нижняя пачка. Средняя толщина продуктивных пластов составляет 16,5 м.
Отложения верхней пачки характеризуются линзовидным и полосообразным залеганием, небольшими толщинами пластов 1-3м с проницаемостью 313 мД. Отложениям нижней пачки присуще площадное распространение коллекторов, представленных высокопродуктивными пластами, со значительно большей толщиной в среднем 5-7м и проницаемостью 860 мД.
Миннибаевская площадь - это сегодня одна из выработанных площадей Ромашкинского месторождения, отобрано около 90%. С начала разработки из скважин Миннибаевской площади добыто 40% от общей добычи нефти НГДУ. На Миннибаевской площади выделено 7 блоков. Значительная доля начальных запасов приходилась на 3, 4, 6 блоки, наименьшая у 5 и 7. В настоящее время наиболее выработаны 2,3,6 блоки. По всем блокам выработка запасов превышает обводненность накопленного отбора жидкости. За годы разработки существенно изменилась структура запасов по площади: если в начале на долю высокопродуктивных песчаных коллекторов приходилось 79%, в настоящее время она сократилась в 2 раза. Доля глинистых коллекторов увеличилась в 4 раза, а доля малопродуктивных алевролитовых коллекторов - в 5 раз. Соответственно снизился объем запасов в нижней наиболее продуктивной пачке пластов в 2,5 раза. 40% скважин работает только по верхней пачке, при этом из них добывается 34% нефти и 16% жидкости, при обводненности 70% и пластовом давлении 141ат. Водонефтяной контакт в пределах Миннибаевской площади прослеживается, в основном, в пластах «г1», «г2+3» и «д». Исключение составляет Чупаевский участок (блок №7), где на границе с Алтунино-Шунакским прогибом выделяется узкая полоса водонефтяной зоны в пластах а, б, в. В пределах площади ВНК выполнен в 182 скважинах. Среднее его положение по площади в целом составляет - 1488,1 м. Отмечается понижение положения ВНК по направлению с севера на юг.
С южной стороны Миннибаевская площадь граничит с Альметьевской площадью, которая разделена на 3 блока. Альметьевская площадь начала эксплуатироваться в 1950г., а в промышленную эксплуатацию введена в 1957г. эта площадь имеет сложное геологическое строение, в разрезе выделяются 9 пластов (Д0, а, б1, б2, б3, в, г1, г2+3, д), имеющих различные фильтрационно-емкостные свойства. Основная доля начальных запасов площади приходится на песчаники - 84%, 7% - на глинистые песчаники, 9% - на алевролиты. Из песчаников добыто 91 % нефти от добычи площади, 5% - из глинистых песчаников, 4% - из алевролитов. В верхнюю пачку входят пласты «Д0», «а», Б1, Б2, Б3 с ухудшенными коллекторскими свойствами в виде полос и линз, не имеющих равномерного простирания по площади, нижняя пачка в основном хорошо выдержанными по мощности пластами с большими зонами слияния. Основная доля остаточных запасов приходится на верхнюю пачку пластов - 12,7 млн., 4 млн. - на нижнюю пачку. Всего отобрано по площади 84,3 % запасов, наиболее выработанной является нижняя пачка пластов. Основные стратегические мероприятия в ближайшее время будут направлены на довыработку оставшихся запасов нижней пачки, и постепенный переход на верхнюю пачку с ухудшенными коллекторскими свойствами.
Северо-Альметьевская площадь введена в промышленную разработку в 1961 году. Она граничит на юге и на севере с Альметьевской и Березовской площадями, на востоке с Алькеевской площадью (НГДУ «ДжН»), а на западе ограничивается Алтунино-Шунакским прогибом. Северо-Альметьевская площадь разделена на 3 части: западную, погружающуюся в сторону Алтунино - Шунакского прогиба, центральную, наиболее приподнятую, и восточную, резко погружающуюся ступенью (на 10-15 метров) по сравнению с центральной. Объекты эксплуатации - кыновский и пашийский горизонты сложены переслаиванием песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторы пласта имеют площадное распространение. За годы разработки в результате опережающей выработки высокопродуктивных песчаных коллекторов произошло ухудшение структуры запасов, доля извлекаемых запасов по алевролитам и глинистым песчаникам увеличилась в 2 раза. Тем не менее доля запасов по нижним пластам составляет 25%. Большая часть переведена на отбор по верхним пластам. Пласт Д0 залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. На фоне сплошного развития пластов-коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Коллекторы пласта Д0 изолированы от верхнее-пашийских отложений Д1 пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 м до 10,0 м. Средняя глубина залегания горизонта Д1 равна 1750 м. В пределах горизонта выделяется 7 пластов: «а», «б1», «б2+3», «в», «г1», «г2+3», «д». Пласт «а» является вторым по величине запасов. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м. На западе и центральном участке песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов. Пласты пачки «б» имеют очень сложное строение, поэтому его разделяют на пласты «б1» и «б2+3». Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников этих пластов соответственно 2,4 м и 3,8 м, алевролитов - 1,6 м и 1,9 м.В силу структурных особенностей площади пласт «г-д» в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «г1», «г2+3» и «д» равна 3,3 м, 4,6 м и 3,2 м. Отметки ВНК колеблются от 1480,7 м до 1489,9 м, составляя в среднем 14786,2 м.
Краевой площадью Ромашкинского месторождения является Березовская площадь. В процессе разработки на Березовской площади было выделено 7 пластов в горизонтах Д0 и Д1. Пласт Д0 имеет наибольшее распространение по площади и присутствует на всех трех блоках. На более поздней стадии разработки, при бурении скважин, вскрывался полный разрез горизонтов «До» и «Д1», так были полнее включены в разработку нижние пласты. таким образом на 1 блоке присутствуют все разрабатываемые продуктивные пласты. На западе 2 блок представлен в основном горизонтом Д0, в центральной и восточной части является многопластовым. На 3 блоке горизонт Д0 присутствует полностью, а горизонт Д1 представлен в южной части блока в основном пластом «Д1а» с подпором ВНЗ. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых, аргиллитовых пород. Пласт Д0 является основным продуктивным пластом на Березовской площади, содержащим половину всех запасов нефти. Коллекторы его имеют площадное распространение и представлены преимущественно песчаниками (70% скважин), алевролиты имеют основное распространение на 3 блоке.
Залежь №5 является одним из крупных и сложных объектов разработки терригенных отложений бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. В промышленную разработку залежь вступила в 1970 году разбуриванием самостоятельной сеткой скважин с использованием возвращенного девонского фонда и перспективой организации системы заводнения. С севера-запада и юго-запада залежь №5 граничит с залежью № 24, которая в восточной части связана с водоносной областью. В промышленную разработку залежь вступила в 1978 году бурением по сетке скважин 250*300м. На залежи с 1979 года проводился эксперимент по созданию и развитию процесса внутрипластового влажного горения (ВВГ) в сочетании с очагово-избирательным заводнением. В 1990 году из-за осложнений закачка воздуха была прекращена и осуществлен переход на обычное заводнение.
Залежь №221 турнейского яруса кизеловского горизонта Ромашкинского месторождения представлена нефтенасыщенными пластами средней мощности 4,5 метра с подстилающимся массивом пластовой воды, введена в промышленную разработку в 1988 году. В начале разработки 221 залежь была выбрана для проведения опытной проверки эффективности рекомендуемых к внедрению систем разработки. В дальнейшем же происходило бурение только единичных скважин.
Залежь №8 бобриковского горизонта нижнего карбона Ромашкинского месторождения расположена на территории Альметьевского района над Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадями девонского горизонта. В промышленную разработку вступила в 1975г. Объектом разработки залежи являются запасы нефти терригенных отложений бобриковско-радаевского горизонтов. В настоящее время разрабатываются запасы нефти пластов Свв1, Свв2, Свв3, Свв4.
1.2 Текущее состояние разработки месторождений
В НГДУ «Альметьевнефть» по состоянию на 1.01.2013 года в промышленной разработке находятся два нефтяных месторождения:
Ромашкинское - 22 эксплуатационных объекта, в том числе:
четыре площади кыновского и пашийского горизонтов (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская);
три залежи бобриковского горизонта (№№ 5, 8, 24);
три залежи кизеловского горизонта (№№ 221, 224, 297);
две залежи заволжского горизонта (№№ 759, 760);
пять залежей мулинского горизонта - ДII (№№ 51, 52, 53, 54, 55);
две залежи старооскольского горизонта - ДIII (№№70, 71);
залежь данково-лебедянского горизонта (№536);
залежь мендым-доманиковского горизонта (№444);
залежь фаменского горизонта (№541).
Бухарское, введенное в эксплуатацию в 1995 году.
На 1.01.13 г. из разрабатываемых площадей и залежей добыто 590,909 млн.т. нефти (со дня образования НГДУ). Выработка запасов по основным объектам разработки составила:
­ Северо-Альметьевская площадь - 89,84%;
­ Бухарское месторождение - 38,29%.
Состояние разработки месторождений НГДУ «Альметьевнефть» представлено в таблице 1.1
скважина нефтеотдача себестоимость месторождение
Таблица 1.1 Состояние разработки эксплуатационных объектов
Все скважины подключены к системе газосбора. В отчетном году из продуктивных пластов извлечено 188,793 млн. м3 газа. С начала разработки добыто 33033,384 млн. м3 газа, в том числе 32982,507 млн.м3 - по Ромашкинскому месторождению, 50,877 млн.м3 - по Бухарскому месторождению.
Для компенсации отбора жидкости в отчетном году в продуктивные пласты было закачано 21535,106 тыс. м3 технологической жидкости, в том числе 14614,248 тыс. м3 сточных вод и 2728,923 тыс. м3 пластовых. В 2012 году общая закачка уменьшилась на 595,255 тыс. м3 по сравнению с уровнем 2011 года.
Уменьшился отбор жидкости и добыча попутной воды на 604,653 тыс. т по сравнению с 2011 годом.
В отчетном году обводненность добываемой продукции составила 78,4%.
1.3 Характеристика состояния фонда скважин и способов эксплуатации
Пробуренный фонд скважин по состоянию на 1.01.2013 г. составил 6113 единиц, из них:
- дающие техническую воду- 78 скв.;
- ожидидающие ликвидации и ликвидированные - 884 скв.;
Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа. Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:
- фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
- газлифтный с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
- насосный извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.
В НГДУ «Альметьевнефть» из 2461 действующих скважин механизированным способом работают 2452 скв., в том числе 519 скв. - ЭЦН, 1933 - СКН скв.
Таблица 1.2 Состояние, структура фонда нагнетательных скважин, их использование (скв.)
Пробур. фонд нагнет. скв. на балансе НГДУ
Экспл. фонд нагнет. скв. на балансе НГДУ
В ожидании освоения после работы на нефть
За 2012 год введено под закачку 20 скважин (из них: 6 скважин после бурения, в том числе 1 скважина (№32738) ОРДиЗ - числятся в добывающем фонде, 14 скважин из эксплуатации, в том числе 1 скважина (№21294) с НССД для отбора-закачки - числятся в добывающем фонде, поэтому по фонду числятся 18 новых скважин. Пробуренный фонд увеличился на 16 скважин: приняты из ЦДНГ 17 скважин (в т.ч. 1 скважина ранее бывшая под закачкой (№1210)), 14 скважин переведены под закачку после эксплуатации в добывающем фонде, 2 скважины возвращены по фонду в нагнетательный фонд после извлечения оборудования ОРДиЗ (№№20330,3157Д)), приняты из бурения 6 скважин, приняты из фонда НГДУ «Ямашнефть» 2 скважины (№№37Н,38Н), ушли в ЦДНГ 9 скважин (в т.ч. 1 скважина из пъезометрического фонда (№13537), 6 скважин после внедрения оборудования ОРДиЗ, 1 скважина с НССД (№21294), 1 скважина после перевода под водозабор (№688)).
Эксплуатационный фонд увеличился на 17 скважин: приняты из ЦДНГ, из бурения и из фонда НГДУ «Ямашнефть» 25 скважин, переданы в ЦДНГ 8 скважин из эксплуатационного фонда, из пъезометрического фонда под закачку переведена 1 скважина (№532), из эксплуатационного фонда переведена в пьезометрический фонд 1 скважина (№11982). Выведено из глубокого бездействия 42 скважины под закачку, в том числе 1 скважина (№1210) запущены из ЦДНГ, ранее бывшие под закачкой, 1 скважина запущена из пьезометрического фонда (№532). В простое 44 скважины.
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на 1.01.2013 года составил 2724, по сравнению с прошлым годом уменьшился на 50 скважин, в том числе механизированный фонд уменьшился на 47 скважин и составил 2645 скважин. Фонд фонтанных скважин уменьшился на 3 скв. и составил 79 скважин. В бездействии находятся 262 скважин.
К началу 2013 года действующий фонд уменьшился на 38 скважин и составил 2461 скв., в том числе 2386 скв. дающих продукцию, 78 скважин дают техническую воду.
Коэффициент эксплуатации скважин с ЭЦН составляет 0,935 д.ед. (в 2011г. - 0,922 д.ед.), скважин с ШГН составляет 0,916 д.ед. (в 2011г. - 0,916 д.ед.), по фонтанным скважинам составил 0,828 д.ед. (в 2011г. - 0,788 д.ед.).
Коэффициент эксплуатации новых скважин составил 0,882 д.ед. (в 2011г. - 0,829 д.ед.).
На 1.01.2013г. в консервации находится 72 нефтяных скважины.
В 2012 году планировалось ввести из бурения и освоения 34 скважины, фактически введено 36 скв. или 105,9% к плану. Из 36 новых скважин 36 переведены на механизированную добычу.
Добыча нефти по новым скважинам составила 73,795 тыс.тонн, среднесуточный дебит 13,5 т/сут. (в 2011г. - 11,4 т/сут.).
За 2012 год в среднем одна новая скважина отработала 151,3 суток (в 2011г. - 130,2 сут.), что на 21,1 суток больше, чем в 2011 году.
1.4 Методы интенсификации и повышения коэффициента нефтеотдачи
Увеличение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из недр - самая актуальная и острая проблема на протяжении всей истории нефтяной промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет качества вытеснения, ОПЗ, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, полимер - дисперсных систем, а так же разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.
К прогрессивным методам воздействия на пласт относят гидродинамические и физико-химические. К первой группе относят нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков и вовлечение в разработку недренируемых запасов нефтезапасов нефти.
Каждый год в НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывается и внедряется в производство большое количество высокоэффективных технологий. Многие разработки выполнены на уровне изобретений и полезных моделей, которые защищены патентами. Эффективные разработки включены в «План мероприятий по повышению нефтеотдачи платов и применению передовых технологий и оборудования на 2012г.», такие как применение ОРЗ воды и подбор скважин для ОРЗ в системе ППД; технология бурения, цементирования кондуктора и э/колонны методом «сверху-вниз» при полном поглощении промывочной жидкости на скважинах малого диаметра; технология по снижению риска возникновения заколонной циркуляции при строительстве скважин малого диаметра за счет оснащения низа эксплуатационной колонны «хвостовиком» меньшего диаметра. Из 20 мероприятий, включенных в «План мероприятий по ПНП…», 3 мероприятия являются разработками НГДУ «Альметьевнефть».
План мероприятий по повышению нефтеотдачи платов и применению передовых технологий и оборудования коллективом НГДУ «Альметьевнефть» в 2012г. выполнен успешно. От использования в производстве 31 мероприятия получен экономический эффект в размере 464 млн. рублей.
В НГДУ «Альметьевнефть» применяемые методы воздействия, повышающие коэффициент нефтеизвлечения из продуктивных пластов, выделяются на две группы (табл. 1.3):
1) Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков. В отчетном году циклическая закачка проводилась по 269 скважинах, что составляет 15,2 % от нагнетательного фонда действующих скважин. По всем циклируемым скважинам в 2012 году дополнительно добыто 103,5 тыс. т нефти.
2) Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. В результате вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения дополнительных скважин и усилением системы заводнения было получено в отчетном году 869,6 тыс. тонн нефти, а применение геолого-физических методов воздействия на слабопроницаемые коллекторы дало дополнительную добычу 28,3 тыс. т нефти.
Таблица 1.3 Выполнение задания по дополнительной добыче нефти от применения современных методов увеличения нефтеотдачи
1.2.1. За счет разукрупненения объектов путем изоляционных работ и бурения доп.скважин
1.2.2. За счет геолого-физических работ - компл.технол. эффек.малоэффек.залежей
Эта группа методов применяется в НГДУ с 1971 года и осуществляется закачкой реагентов в нагнетательные скважины для улучшения нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды и повышения охвата пласта заводнением и в добывающие скважины для увеличения производительности скважины и для снижения обводненности.
Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов в 2012 году составила 928,25 тыс.т., в том числе от методов, применяемых в отчетном году 169,78 тыс.т. За счет обработок, проводимых силами ОАО «Нефтехимсервис» в 2012 году получено 341,9 тыс.т дополнительной нефти, в том числе от мероприятий 2012 года 70,8 тыс.т.
1.6 Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений
Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.
Выделяют четыре стадии процесса разработки месторождений.
Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:
- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;
- резким снижением пластового давления;
- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3-4% при вязкости нефти не более 5 мПа?с и 35% при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).
Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:
- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;
- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30-50%, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.
Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:
- снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязких нефтях и на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5%;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-88 % при среднем росте обводненности 7-8% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.
Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:
- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1%);
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.
В настоящее время месторождения НГДУ «Альметьевнефть» находятся на четвертой стадии разработки.
РАЗДЕЛ 2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
2.1 Организационная структура предприятия, задачи и функции его служб
НГДУ «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ОАО «Татнефть», имеющим свою организационную структуру и функциональные обязанности, и действует на основании Положения об НГДУ.
Организационная структура управления на предприятии охватывает все уровни управления, характеризующие последовательность подчинения одних звеньев управления другим снизу доверху. На основе поступающей информации руководителями на каждой ступени управления принимаются соответствующие решения, которые конкретизируются и доводятся до нижестоящих звеньев.
Структура характеризует состав и взаимосвязь его подразделений и отдельных должностных лиц, дает представление о штате сотрудников (их количестве, специализации, соподчиненности и взаимосвязи (по вертикали и горизонтали) всех подразделений и служб предприятия.
В состав НГДУ «Альметьевнефть» входят следующие структурные подразделения, такие как:
цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ №1, 2, 3, 4, 5, 6) - осуществляют эксплуатацию нефтяных скважин;
цех по поддержанию пластового давления (ЦППД) - осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов;
- цех по подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) - осуществляет подготовку добытой нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;
- цех текущего ремонта скважин (ЦТРС) - осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин.
Руководство и координацию деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.
Структура аппарата управления НГДУ «Альметьевнефть» характеризуется наличием руководителя, его заместителей (главного инженера, главного геолога, заместителя начальника НГДУ по общим вопросам, по экономике, по капитальному строительству, по непромышленному строительству, по социальному развитию, заместителя главного бухгалтера АО «Татнефть»).
НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть».
Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ.
Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть», исходя из объема, существующих нормативов и условий работы.
Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.
Заместителями начальника управления являются: главный инженер - первый заместитель начальника управления, главный геолог - заместитель начальника управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по капитальному ремонту и строительству скважин, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника управления по социальным вопросам.
Главному инженеру - первому заместителю начальника управления подчиняются: отдел промышленной безопасности и охраны труда, производственный отдел добычи нефти и газа, отдел по поддержанию пластового давления, технический отдел, служба по борьбе с коррозией и охране приро
Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная работа по теме Эволюция российско-французских отношений в 1815-1820-х гг.
Дипломные Работы По Клинической Психологии
Контрольная Работа Законы Электрического Тока
Информационная Система Управления Реферат
Прочитайте Отрывок Эссе Владислава Ходасевича
Курсовая работа: Організація швацького виробництва. Розрахунок та аналіз потоку
Туған Ел Эссе
Курсовая работа: Причастия в романе М. Булгакова "Мастер и Маргарита"
Контрольная работа: Железы внутренней секреции
Научный стиль. Виды компрессии текста
Реферат: Эмоционально-оценочное отношение матери с подростком, страдающим детским церебральным параличем
Сочинение Любой Уголок Природы
Реферат: Верховенство права. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: The Teddy Bear Essay Research Paper History
Инновации И Социальное Предпринимательство Реферат
Реферат: Шпора к канд. минимуму по философии
Реферат: Битва при Бэйцане
Реферат по теме Естествознание в эпоху Средневековья
Критерии Оценивания Сочинения Русский 2022
Реферат по теме Англо-германские отношения в межвоенный период
Человек в биосфере - Биология и естествознание эссе
Аудит, его основные постулаты и концепции - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Естественное движение населения в России - География и экономическая география контрольная работа