Оценка имеющегося технологического потенциала и долгосрочных тенденций повышения нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

Введение

В настоящее  время в России добыча нефти осуществляется преимущественно в Западно-Сибирском, Вол го-Уральском, Тимано-Печерском и Прикаспийском нефтеносных бассейнах. Кризис добычи нефти в 90-е годы, обусловленный проблемами переходного периода, частично преодолен, однако значительная часть проблем, связанных с особенностями минерально-сырьевой базы, остается нерешенной. Исследования в области интенсификации добычи нефти, совершенствования методических подходов к их планированию и организации призваны помочь решить часть этих проблем.

В разработке нефтегазодобывающих управлений ОАО «Сургутнефтегаз»   находятся месторождения и отдельные площади Ромашкинского месторождения преимущественно с трудноизвлекаемыми запасами. Повышенные остаточные нефтенасыщенные толщины пластов распределены по площадям неравномерно и сосредоточены в зонах с низкими накопленными и текущими отборами нефти и жидкости, они часто приурочены к отдельным линзам. Успешная доразработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически оправданных методов воздействия на продуктивные пласты.

Нефтяные  площади нефтегазодобывающего управления НГДУ Быстринскнефть, насчитывающие около 55-ти объектов разработки, характеризуются широким спектром геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применяемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). На этих объектах разработки ежегодно проводится более 250 скважино-операций по увеличению нефтеотдачи. Однако в большинстве случаев экономическая оценка и прогнозирование эффективности этих работ проводится без системного экономического инструментария.

Здесь и далее под объектом разработки, понимается один или несколько продуктивных пластов отдельной площади нефтяного месторождения или залежи, выделенные, исходя из геолого-технических и экономических соображений, для эксплуатации единой системой скважин.

Необходимо иметь в виду, что  данные о приросте добычи нефти одним  и тем же видом МУН одного и  того же объекта разработки зачастую не только не совпадают, но и значительно  различаются, в связи с чем  непредсказуемо меняются показатели экономической  эффективности МУН. При значительном числе разнородных разрабатываемых  объектов и большом наборе комплексов МУН резко усложняется проблема разработки экономически обоснованных планов проведения мероприятий по увеличению нефтедобычи. Качество тактического и  стратегического планирования в  нефтедобыче снижается из-за отсутствия методики определения влияния проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи на экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий.

Целью курсовой работы является совершенствование  методов определения экономической  эффективности и прогнозирование  экономических результатов деятельности нефтегазодобывающих управлений НГДУ Быстринскнефть  от применения приоритетных методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Объектом исследования являются нефтегазодобывающие  управленияНГДУ Быстринскнефть.

Результаты исследований и выводов  курсовой работы могут найти применение в нефтяных компаниях и их подразделениях. Рекомендации уже использованы в  НГДУ Быстринскнефть  и могут быть использованы в других НГДУ, применяющих МУН.

 

 

 

Глава 1.  Оценка имеющегося технологического потенциала и долгосрочных тенденций повышения нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

 

В ходе проведения анализа  основных технико - экономических показателей НГДУ «Быстринскнефть» за 2009 -2011 годы, следует уделить внимание тем обстоятельствам, которые повлекли за собой их изменение, а именно, в условиях какой финансово - экономической политики функционировало предприятие.

На основе данных таблицы 1.1. проанализируем динамику основных технико -экономических показателей НГДУ «Быстринскнефть».

 

Таблица 1.1

 

Основные технико-экономические  показатели НГДУ «Быстринскнефть» за 2009-2011 гг.

 

Наименование показателей	Ед. изм.	2009г.	2010г.	2011г.	Отклонения
					2010/ 2009 г. +/-	2011/ 2010 г. +/-	2010/ 2009 г. %	2011/ 2010 г. %
1.Добыча нефти	тыс.т	1434,7	1472,9	1460	38,20	-12,90	102,66	99,12
2.Обводненность нефти	%	77,6	77	76,2	-0,60	-0,80	99,23	98,96
3. Среднесуточный дебит  1скв.	т/сут
-по нефти		3,1	2,8	2,9	-0,30	0,10	90,32	103,57
-по жидкости		13,7	12	12,1	-1,70	0,10	87,59	100,83
4. Добыча нефти по способам  эксплуатации:	%
-фонтанные		-	0,006	-
-насосами		100	99,994	100	-0,01	0,01	99,99	100,01
в т.ч. ЭЦН		23,3	19,7	20	-3,60	0,30	84,55	101,52
СКН		76,7	80,3	80	3,60	-0,30	104,69	99,63
5. Товарная продукция	т.руб	2707990	2703247	3167240	-4743	463993	99,82	117,16
6. Ввод новых скважин
-нефтяных	скв.	28	40	37	12	-3	142,86	92,50
-нагнетательных	скв.	45	40	36	-5	-4	88,89	90,00
7. Эксплуатационный фонд  скважин на конец года:
-нефтяных	скв.	1724	1786	1796	62	10	103,60	100,56
-нагнетательных	скв.	667	702	740	35	38	105,25	105,41
8. Среднегодовой действующий  фонд скважин
-нефтяных	скв.	1454,3	1636,6	1689,4	182,30	52,80	112,54	103,23
-нагнетательных	скв.	646	650	690	4	40	100,62	106,15
9. Межремонтный период  работы скважин - всего	сут.	761	805	768	44	-37	105,78	95,40
в т.ч. ЭЦН	сут.	574	644	863	70	219	112,20	134,01
ШГН	сут.	792	825	670	33	-155	104,17	81,21
10.Ввод основных фондов	т.руб	557685	720183	1146000	162498	425817	129,14	159,13
11. Среднегодовая стоимость  основных фондов	т.руб	3180425	3491886	7117397	311461	3625511	109,79	203,83
-промышленность		2934304	3091970	6992885	157666	3900915	105,37	226,16
12 Численность всего персонала	чел.	2777	3090	3195	313	105	111,27	103,40
в т. ч.- ППП	чел.	2576	2838	2874	262	36	110,17	101,27
-непром. персонал	чел.	149	209	264	60	55	140,27	126,32
-строительство	чел.	52	43	57	-9	14	82,69	132,56
13. Фонд платы труда	т.руб	208330	310311	362346	101981	52035	148,95	116,77
в.т.ч. -ППП		196731	293739	338337	97008	44598	149,31	115,18
-непром. персонал		8105	12683	18539	4578	5856	156,48	146,17
-строительство		3495	3888	5470	393	1582	111,24	140,69
14.Среднемесячная з/.плата	руб.	6252	8369	9379	2117	1010	133,86	112,07
в т. ч. -ППП		6364	8616	9778	2252	1162	135,39	113,49
-непром. персонал		4533	5057	5361	524	304	111,56	106,01
-строительство		5602	8123	7940	2521	-183	145,00	97,75
15. Себестоимость 1 т нефти  и газа	руб.	1095,9	1580	2211	484	631	144,17	139,94
16. Балансовая прибыль	т.руб	1395725	642321	238789	-753404	-403532	46,02	37,18

1. Добыча нефти.

Объём добычи нефти в 2011 году составил 1460 тыс. т. - это 102,1% к нормам отбора нефти, но 99,1% относительно уровня 2001 года . В 2001 году добыча составила 102,7% объёма 2009 года.. Таким образом произошло снижение добычи, данный факт вызван ухудшением горно - геологических условий разработки площадей, снижением среднесуточного дебита скважин. Для стабилизации положения, в НГДУ «Быстринскнефть» проводятся геолого - технические мероприятия: в 2011 году введено из бурения 37 новых добывающих скважин, что выше уровня 2009 года на 32%, однако ниже чем в 2010 году на 3 скважины или 7,5%. Объём добычи из новых скважин в 2011 году снизился и составил 69,9% от добычи 2010 года. В целях поддержания объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов, - работы ведутся по 22 технологиям, объём добычи за счёт этого ежегодно увеличивается, и в 2011 году составил 314 тыс. тонн, что на 20,8% выше, чем в 2010 году.

2. Обводнённость продукции с каждым годом уменьшается. В 2011 году по сравнению с 2010 годом обводнённость продукции по НГДУ «Быстринскнефть» уменьшилась с 77% до 76,2%. В сравнении с 2000 годом обводнённость уменьшилась на 1,4%.

За счёт применения циклической  закачки объём закачиваемой воды снижается, следствием чего является снижение объёмов отбора жидкости и процента обводнённости.

3. Среднесуточный дебит  одной скважины в 2011 году составил 2,9 т/сут. по нефти и 12,1 т. /сут. по жидкости. Среднесуточный дебит по нефти в 2011 году на 0,1 т./сут. больше, чем в 2010 году и на 0,2 т./сут. меньше, чем в 20009 году.

4. Добыча нефти по способам  эксплуатации. В НГДУ «Быстринскнефть» используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и ШГН. Добыча нефти механизированным способом за 2011 год составила 100%, в том числе ЭЦН - 20%, СКН - 80%.

Добыча скважин, оборудованных  ЭЦН, возросла по сравнению с 2010 годом на 1,5%, по сравнению с 2009 годом - на 14,2% снизилась.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ШГН, в 2011 году уменьшилась по сравнению с 2010 годом на 0,4% в связи с тем, что в 2011 году из - за ограничений по сдаче нефти производились остановки малодебитного фонда оборудованого ШГН.

5.Товарная продукция.

В 2011 году товарная продукция выросла и составила 3167274 тыс. руб., что на 17,2% больше, чем в 2010 году и на 17% больше, чем в 2009 году. Увеличение произошло за счёт роста цен на нефть.

6. Ввод новых скважин  по НГДУ «Быстринскнефть»

В 2011 году было введено 37 нефтяных и 36 нагнетательных скважин, что меньше на 3 нефтяных и 4 нагнетательных скважины по сравнению с 2010 годом.

7. Эксплуатационный фонд  скважин на конец 2011 года увеличился по сравнению с 2010 годом на 10 нефтяных и на 38 нагнетательных скважин. В 2001 году эксплуатационный фонд увеличился на 62 нефтяных и 35 нагнетательных скважин по сравнению с 2009 годом.

8.Среднегодовой фонд действующих  нефтяных скважин. 

В 2011 году по сравнению с прошлым годом среднедействующий фонд нефтяных скважин вырос на 52,8 скважины, за счет ввода 37 новых скважин из бурения и освоения скважин из бездействия. В 2010 году произошло увеличение среднегодового действующего фонда на 182 нефтяных и 4 нагнетательных скважин.

9. В 2011 году межремонтный период работы скважин уменьшился на 37 суток и составил 768 суток по сравнению с 2010 годом. По скважинам, оборудованным ЭЦН, межремонтный период скважин увеличился на 219 суток по сравнению с 2010 годом и на 289 суток по сравнению с 2009 годом. Межремонтный период скважин, оборудованных ШГН, в 2011 году снизился на 155 суток по сравнению с 2010 годом и на 122 суток по сравнению с 2009 годом. Снижение произошло из-за производства на эксплуатационном фонде ремонтов, связанных с демонтажем насосного оборудования в связи с переводом скважин в разряд нерентабельных. В 2010 году такие работы не производились.

10. В 2011 году ввод основных фондов увеличился на 425817 тыс.руб., по сравнению с 2010 годом и составил 1146000 тыс.руб. Это на 59,1% больше, чем в 2010 году и на 105% больше, чем в 2009 году.

11. Среднегодовая стоимость  основных фондов увеличилась  в 2011 году на 3625511 тыс.руб. по сравнению с 2010 годом и на 3936972 тыс.руб. по сравнению с 2009 годом. Это связано с вводом новых основных фондов. Так, в 2011 году было произведено расширение трубной базы в ПРЦГНО (введен новый административно-бытовой корпус), в ЕНПУ введен в действие узел утилизации электрогидратора для компрессорной, в о/л «Солнечный» построены дополнительный корпус и бассейн.

12. Численность персонала  каждый год растет.

Это связано с созданием  трех бригад подземного ремонта скважин  и двух бригад капитального ремонта  скважин, а также с увеличением  численности ТЭЦ в связи с  введением котельных ЦПК и  ЕУТТ.

В 2011 году по сравнению с 2010 годом численность персонала увеличилась на 105 человек, по сравнению с 2009 годом - на 418 человек.

13.Фонд заработной платы  в 2011 году составил 362345,7 тыс.руб., что на 16,8% больше, чем в 2010 году и на 74% больше, чем в 2009 году. Увеличение фонда заработной платы связано с увеличением численности персонала, а также ростом среднемесячной заработной платы.

14.Среднемесячная заработная  плата в 2011 году увеличилась на 1010 руб. по сравнению с предыдущим годом, на 3127 руб. по сравнению с 2009 годом и составила 9379 рублей. Увеличение произошло в связи с ростом тарифных ставок повышением разрядов рабочим.

15.Себестоимость 1 тонны  нефти в 2011 году составила 2211 руб. это на 631 руб. больше, чем в 2010 году и на 1115 руб. больше, чем в 2009 году.

Это связано с ростом цен  на электроэнергию, топливо, материалы, услуги, а также с ростом амортизации  основных фондов и введением в 2011 году НДПИ, который на конец года составил 668,21 руб./т.

16. Балансовая прибыль  в 2011 году составила 238789 тыс. руб., что меньше показателя 2010 года на 403532 тыс.руб. и на 1156936 тыс.руб. меньше показателя 2009 года. Значительный рост балансовой прибыли в 2000 году связан с ростом цен на нефть в 2,7 раз и нефтепродукты в 2 раза. Снижение балансовой прибыли в 2011 году произошло из-за увеличения себестоимости.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2. Выявление возможных  вариантов методов повышения  нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

 

2.1. Оценка стратегической  значимости методов повышения  нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

 

Микробиологическое воздействие.

Технология МБВ-М относится к  микробиологическим методам увеличения нефтеотдачи пластов и предназначена для повышения нефтеотдачи обводненных пластов за счет внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов.

Технологический процесс реализуется  закачкой микробиологического раствора, содержащего углеводородокисляющие  бактерии (УОБ), источники кислорода, азота и фосфора таким образом, чтобы окончание закачки совпало  с окончанием цикла закачки воды, проводимого в соответствии с  программой заводнения.

В пластовых условиях УОБ способны синтезировать органические растворители, такие как спирты и альдегиды, жирные кислоты поверхностно-активного  действия и газы, увеличивающие подвижность  нефти. Технология может применяться  на участках заводняемых как пресной, так и минерализованной водой, использует доступные реагенты отечественного производства, не требует сложного оборудования для реализации. За счет применения естественных непатогенных микроорганизмов и полностью  утилизируемых в природе реагентов  технология безопасна для окружающей среды и человека.

Микробиологическое воздействие  является третичным методом повышения  нефтеотдачи пластов (ПНП), проводимое для создания оторочки с целью увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения.

Применение водных дисперсий маслорастворимых НПАВ.

Разработку заводненных пластов  более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ.