Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Технико-экономическая характеристика НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой"

1.1 Организационно-правовой статус НГДУ ООО"Газпром добыча Уренгой"

1.2 Структура управления НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»

1.3 Технико-экономические показатели деятельности НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой"

2. Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по времени и производительности

2.1 Методика анализа эксплуатации скважин

2.2 Анализ эксплуатации скважин

3. Мероприятия по улучшению использования фонда скважины оборудованной УЭЦН

3.1 Корректировки режима периодической эксплуатации

3.2 Подбор УЭЦН

3.3 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время все больше запасов нефти приходится на долю трудноизвлекаемых. Так называемой "легкой" нефти почти не осталось. Те запасы, которые можно было добывать без особых осложнений, уже добыты или же месторождения, содержащие эти запасы, находятся на поздних стадиях разработки.

В оторочках газонефтяных и газоконденсатных месторождений сосредоточены значительные запасы жидких углеводородов, но обеспечить их добычу с достаточно большим коэффициентом извлечения зачастую весьма затруднительно, и поэтому такие запасы относят к категории трудноизвлекаемых.

Газоконденсатнонефтяные залежи состоят из двух частей: газоконденсатной и нефтяной, находящихся, как правило, в динамическом равновесии. Любое изменение этого равновесия, как показывает отечественный, и зарубежный опыт приводит к невосполнимым потерям конденсата и нефти, особенно при разработке залежей на режиме естественного истощения пластовой энергии. Характерное для таких месторождений равенство начального пластового давления, давления насыщения нефти газом и давления начала конденсации приводит при разработке на "истощение" к выпадению конденсата в пласте и "омертвлению" нефти за счет выделения из нее растворенного газа. С увеличением содержания конденсата в пластовом газе и не вовлечении в разработку нефтяной оторочки или ее части эти потери становятся еще более ощутимыми и, в конечном счете, сказываются даже на газоотдаче пласта [2, с.8].

Целью проекта является разработка мероприятий по повышению дебита скважин нефтегазодобывающего предприятия, с помощью корректировки режима периодической эксплуатации УЭЦН, подбор УЭЦН и эксплуатации скважин оборужованных УЭЦН с повышенным содержанием АСПО.

Для реализации указанной цели, в работе необходимо решение следующих задач:

- дать технико-экономическую характеристику НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой";

- произвести анализ использования фонда скважин НГДУ ООО "Газпромдобыча Уренгой";

- произвести оценку влияния данного мероприятия на себестоимость продукции.

Объектом исследования является НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой".

Предметом исследования является фонд скважин, оборудованных УЭЦН.

Структура работы- введение, три главы, заключение, список использованных источников.



1. Технико-экономическая характеристика НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой"

1.1 Организационно-правовой статус НГДУ ООО"Газпром добыча Уренгой"

Нефтегазодобывающее управление является филиалом
Общества с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Уренгой» ОАО «Газпром» (далее - Общество) в соответствии
с Уставом Общества.

ООО «Газпром добыча Уренгой» в настоящее время является лидером по добыче газа и газового конденсата среди газодобывающих предприятий ОАО «Газпром». Основные виды деятельности: добыча, подготовка к транспорту и переработка углеводородного сырья, геологоразведка, научно-технические и проектные работы, строительство, ремонт и содержание промышленных, культурных объектов города.

Нефтегазодобывающее управление организованно в соответствии с приказом ПО «Уренгойгазпром» № 762 от 03. 10. 1986 года на базе производственно-диспетчерской службы.

Управление учреждено в соответствии с решением учредителя от 29 июня 1999 года № 1, является филиалом общества с ограниченной ответственностью «Уренгойгазпром» и действует на основании положения о Нефтегазодобывающем управлении общества с ограниченной ответственностью «Уренгойгазпром», утвержденного генеральным директором ООО «Уренгойгазпром» Р.С.Сулеймановым 31 июля 1999 года, регистрационный № 143 от 5 августа 1999 года.

Место нахождения Управления: Тюменская область, Ямало - Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой, мкр. Советский, д.5, к.5.

Основной целью деятельности Филиала является:

Рациональная и эффективная разработка нефтяных оторочек лицензионных участков Общества, обеспечение добычи нефти, газа попутного нефтяного, их промысловая подготовка, учет и поставка потребителям.

Основными видами деятельности Филиала являются:

- добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа;

- эксплуатация нефтегазодобывающих производств;

- эксплуатация взрыво-пожароопасных, химически опасных производственных объектов;

- эксплуатация газовых сетей;

- эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта;

- добыча пресных подземных вод для хоз-питьевого и производственного водоснабжения;

- производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств пожарной безопасности зданий и сооружений.

Сегодня Уренгойское газопромысловое управление обслуживает более двух тысяч газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, 16 УКПГ работают на сеноманской залежи, 5 УКПГ - на валанжинской, 16 дожимных компрессорных станций повышают давление газа для отправки по газопроводам страны. Это позволяет ежегодно из недр Ямала направлять потребителям России, стран СНГ и Западной Европы более 140 миллиардов кубометров голубого топлива.

Основным целями предприятия в рыночных условиях являются повышение эффективности производства, максимизация прибыли, завоевание новых рынков и удовлетворение потребностей коллектива. Вместе с тем возрастает влияние фактора хозяйственного риска, появляются преимущества свободного ценообразования, возможности самостоятельного выбора поставщиков и потребителей. Одновременно с этим с головного предприятия снимается всякая ответственность за обеспечение предприятия сырьем и материалами, за сбыт его продукции, за уровень его заработной платы.

Предприятие обладает хорошо оснащенной материально-технической базой, которая позволяет обеспечивать оказание ремонтных услуг в любой сезонный период, на любом технологическом и вспомогательном оборудовании, а также изготавливать нестандартные запасные части и изделия.

Современное производственное предприятие представляет собой сложный комплекс, динамизм и слаженность работы которого обеспечивается механизмом управления, устанавливающим внутренние связи и учитывающим деятельность всех звеньев и работников предприятия -- от рабочего до директора.

В приложении Априведен устав предприятия.

1.2 Структура управления НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»

Основной целью деятельности управления является рациональная и эффективная разработка нефтяных оторочек лицензионных участков Общества, обеспечение добычи нефти, газа попутного нефтяного, их промысловая подготовка, учет и сдача потребителям.

В состав НГДУ входят:

- нефтепромысел № 1;

- нефтепромысел № 2;

- участок по переводу скважин на механизированную добычу нефти, капитальному и текущему ремонту;

- лаборатория химического анализа;

- аппарат управления;

- производственно - диспетчерская служба.

Разработана и утверждена организационная структура Нефтегазодобывающего управления и организационные структуры нефтепромыслов.

Предприятие разделяется на два уровня - аппарат управления и структурные подразделения. В свою очередь каждый уровень, разбивается в соответствии со своими функциональными целями.

Аппарат управления построен таким образом, чтобы обеспечить в техническом, экономическом и организационном отношении взаимосвязанное единство всех частей предприятия, наилучшим образом использовать трудовые и материальные ресурсы. В процессе деятельности между службами, подразделениями и отделами устанавливаются определенные производственные отношения, которые отражают связи между непосредственным основным производством, управленческим персоналом и вспомогательным производством. Конечные цели для предприятия в целом и каждого управления определяют направления преобразований отношений производства и управления и тем самым требования к организационной структуре, организации и процессу управления.

Все вопросы оперативной деятельности решает генеральный директор и назначенные заместители, руководители структурных подразделений НГДУ. Генеральный директор возглавляет предприятие, в соответствии с законодательством руководит всеми видами деятельности НГДУ. Направляет деятельность и осуществляет контроль за работой:

- бухгалтерии,

- первого отдела,

- второго отдела,

- юридического отдела,

- контрольно-ревизионного отдела,

- отдела по внедрению компьютерных технологий.

Главный инженер - первый заместитель генерального директора возглавляет технический блок. Он обеспечивает организацию и осуществляет контроль за выполнением плана по добыче газа, их сбору, подготовке, перекачке, поставкам по договорам, контролирует выполнение организационно-технических мероприятий по добыче газа, проведение единой технической политики НГДУ. Главный инженер направляет и осуществляет контроль за работой:

- технического отдела, определяющей целью которого является внедрение автоматизации и телемеханизации, обеспечение надежной связи на объектах НГДУ, а также внедрение новой техники и прогрессивной технологии

- производственного отдела добычи газа, отвечающий за добычу газа и поддержание пластового давления

- службой главного механика, осуществляющей техническое и методическое руководство механо-ремонтной службы

- службой главного энергетика, осуществляющей техническое и методическое руководство энергетической службы

- центральной инженерно- технологической службой

- службы ремонта скважин;

- производственно- технического отдела по строительству скважин;

- отдела по контролю за качеством строительства и ремонта скважин;

- отдела по охране окружающей среды и борьбе с коррозией;

- охраны труда, техники и противопожарной безопасности.

Блоком, занимающимся вопросами исследования геологической структуры и разработки месторождений, руководит заместитель генерального директора по геологии. Этот блок включает в себя:

- геологический отдел, занимающийся учетом движения запасов газа по месторождениям, доразведка отдельных площадей;

- отдел разработки, главной задачей которого является внедрение утвержденных технологических схем и проектов разработки месторождений;

- отдел главного маркшейдера, определение и перенесение на местность проектного месторасположения объектов газодобычи;

- отдел повышение газоотдачи пластов и новых технологий;

- отдел геолого-промышленной базы данных и математического моделирования;

- отдел развития и использования минерально-сырьевой базы.

Направлением экономики, финансов и заработной платы руководит заместитель генерального директора по экономике.

Всем комплексом вопросов капитального строительства руководит заместитель генерального директора по капитальному строительству.

Заместитель генерального директора по кадрам и социальному развитию координирует деятельность отделов кадров, социального развития и хозяйственного, а также службу делопроизводства.

В ведении заместителя генерального директора по общим вопросам контроль и координация обеспечения предприятия материально-техническими ресурсами и транспортом.

Отношения между аппаратом управления НГДУ и его подразделениями определяются Положениями. Все взаимоотношения между подразделениями определяются Регламентами. Структура, штатное расписание подразделений утверждается в ООО «Газпром добыча Уренгой». Все организации имеют незаконченный бухгалтерский баланс и текущий счет в учреждениях банка, фирменное название. Предприятия самостоятельно планируют свою производственную и иную деятельность, а также социальное развитие трудового коллектива на основании смет затрат, утверждаемых в ООО «Газпром добыча Уренгой».

В приложении Бприведена организационно - производственная структура НГДУ.



1.3 Технико-экономические показатели деятельности НГДУ ООО"Газпром добыча Уренгой"

Технико - экономические показатели (ТЭП) - система измерителей, характеризующая материально-производственную базу предприятий (производственных объединений) и комплексное использование ресурсов. Они применяются для планирования и анализа организации производства и труда, уровня техники, качества продукции, использования основных и оборотных фондов, трудовых ресурсов [4, с.238].

Рассмотрим основные технико-экономические показатели деятельности исследуемого предприятия. Основные технико-экономические показатели деятельности НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой" представлены в табл. 1.

Таблица 1-Технико-экономические показатели по НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой" за 2014 год

Показатель	Отчетный период	Изменение
	план	факт	абс.	%
Добыча нефти - всего, тыс.т.	440,000	459,274	19,274	104,4
Товарная нефть, тыс.тн.	420,000	450,040	30,040	107,2
Добыча газа, млн.м.3	1 297,000	1 634,231	337,231	126,0
Газ отпущенный, млн.м.3	1 227,000	1 577,569	350,569	128,6
Объем произведенной продукции, тыс.руб.	1 094 246	1 276 704	182 458	116,7
в том числе: нефть	766 040	799 596	33 556	104,4
Затраты на производство продукции, тыс.руб.	3 783 104	3 761 890	-21 214	99,4
Затраты на 1 рубль товарной продукции, коп.	414	371	-43	89,6
Себестоимость 1 тонны товарной нефти, руб.	7 208	6 601	-607	91,6
Себестоимость 1000 м3 газа попутного нефтяного, руб.	526	400	-126	76,0
Среднесписочная численность, чел.	349	349	0	100,0
Производительность труда, т.руб./чел.	3 135,4	3 658,2	522,8	116,7



В НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой" план добычи нефти перевыполнен на 19,274 тыс.тн. (4,04%), в том числе товарной нефти на 30,04 тыс.тн. (7,2%). Фактически добытый газ также больше плановых показателей на 337,231 млн.м³ или 26%.

Общий фонд скважин составил 393 скважины, в том числе 22 газоконденсатных скважины, эксплуатационный фонд - 294 скважин, из них 20 скважин газоконденсатные, 140 скважин действующего фонда, из них 9 - газоконденсатные. Действующий фонд составляет 35,6% от общего фонда скважин.

Основные факторы влияющие на добычу нефти:

а) дебит скважин, т/ скв.мес.отр.;

б) фонд времени эксплуатации скважин, скв. мес. числ.;

в) коэффициент эксплуатации;

Таким образом, проведенный анализ технико-экономических показателей НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой", позволяет сделать вывод о том, что предприятие улучшило свои показатели в отчетном периоде.

Объем произведенной продукции больше по сравнению с плановыми показателями на 182 458 тыс.руб., затраты на производство продукции ниже плановых показателей на 21 214 тыс.руб., производительность труда выросла на 16,7%.



2. Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по времени и производительности

2.1 Методика анализа эксплуатации скважин

Для анализа использования эксплуатационного фонда скважин по времени, применяют два показателя: коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации.

При этом время работы и простоя скважин учитывается в скважино-часах, скважино-днях и скважино-месяцах.

Скважино-месяц - это условная единица измерения времени работы и простоев, равная 720 скважино-часам, или 30 скважино-суткам.

Различают:

- скважино-месяцы, числившиеся;

- скважино-месяцы эксплуатации (отработанные.)

Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин, характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин.

Скважины-месяцы эксплуатации (отработанные), характеризуют суммарное время работы действующих скважин, то есть время, в течение которого скважины дают продукцию.

Коэффициент использования скважин - отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени эксплуатационного фонда скважин, выраженному в тех же единицах.

Коэффициент эксплуатации скважин - это отношение суммарного времени работы скважин, выраженного в скважино-месяцах, к суммарному календарному времени по действующему фонду скважин, выраженному в тех же единицах.

Коэффициент эксплуатации характеризует степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин. Поэтому этот показатель имеет наиболее важное значение при планировании и анализе результатов работы нефтегазодобывающих предприятий.

2.2 Анализ эксплуатации скважин

Проведем анализ эксплуатации скважины.

Таблица 2 - Исходные данные по скважине № 231

Показатели	План	Факт
Объем добычи нефти по скважине № 459 за I полугодие 2013 г., т	4590,0	5082,0
Фонд действующих фонтанных скважин	1	1
Коэффициент эксплуатации	0,910	0,967
Среднесуточный дебит, т/сут.	27,6	28,8

На основании исходных данных таблицы 2 выполняем расчет основных показателей эксплуатации скважины № 231, оборудованной УЭЦН, Уренгйского НГКМ за I - полугодие 2013 года.

Рассчитаем скважино-месяцы числившиеся:

Скв.-мес.ч. = Фскв. 365 / 30 2, (1)

где Ф_скв.- действующий фонд скважин.

Скв.-мес.ч._п = 1 365 / 30 2 = 6,083,

Скв.-мес.ч._ф = 1 365 / 30 2 = 6,083.

Рассчитаем скважино-месяцы отработанные:

Скв.-мес.отр. = Скв.-мес.ч. Кэкс, (2)



где Скв.-мес.отр. - скважино-месяцы отработанные;

Скв.-мес.ч. - скважино-месяцы числившиеся;

Кэкс. - коэффициент эксплуатации.

Скв.-мес.отр._п = 6,083 0,910 = 5,535,

Скв.-мес.отр._ф= 6,083 0,967 = 5,882.

Расчитаем дебит на скважино-месяц отработанный:

скважина электрический дебит нефтегазодобывающий

q = Q / Скв.-мес.отр, (3)

где q - дебит на скважино-месяц отработанный, т

q_п = 4950 / 5,535 = 829,3,

q_ф = 5082 / 5,882 = 863,9.

Результаты выполненных расчетов оформляем в таблице 3

Таблица 3 - Показатели эксплуатации скважины №231, оборудованнойУЭЦН

Объем добычи нефти, т	Скважино-месяцы числившиеся	Скважино-месяцы отработанные	Дебит на Скважино- месяцы отработанные, т	Коэффициент эксплуатации
план	факт	план	факт	План	факт	план	факт	план	факт
4950,0	5082,0	6,083	6,083	5,535	5,882	829,3	863,9	0,910	0,967

Выполнение задания по добыче нефти зависит от трех факторов:

1 Выполнения задания по дебиту рассчитаем:

Q_q = kэкс.ф · скв.-мес.ч.ф.· (q_ф-q_п), (4)

Q_q = 0,967 6,083 (863,9- 829,3) = 204 т.

2 Выполнение задания по скважино-месяцам числившимся рассчитываем:

Q_{скв.-мес.ч.} = q_п. · k_экс.п. · (скв.-мес.ч.ф. - скв.мес.ч.п.), (5)

Q_{скв.-мес.ч}. = 829,3 0,910 (6,083 - 6,083) = 0.

3 Выполнения задания по коэффициенту эксплуатации:

Qk._эксп. = qп. · свк.-мес.ч.ф · (kэкс.ф. - kэкс.п.), (6)

Qk._эксп. = 829,3 6,083 (0,967 -0,910) = 288 т.

Находим общее влияние факторов:

Q_общ.1= Q_q+ Q_{скв.-мес.ч.} + Qk_.эксп, (7)

Q_общ.1= 204 + 0 + 288 = 492 т.

Находим отклонение добычи нефти от плана:

Q_общ.2= Q_ф. - Q_п., (8)

Q_общ.2= 5082 - 4950 = 492,

Q_общ.1 = Q_общ.2,

492 т = 492 т.

Значит анализ выполнен верно.

Результаты расчета оформляем в таблице 4

Таблица 4 - Результаты анализа

Показатели	План	Факт	Результаты анализа
Объем добычи, т	4950,0	5082,0	+ 492,0
Скв.-мес.-числившиеся	6,083	6,083	0
Скв.мес.-отработаные	5,535	5,882	-
Дебит скважино-месяц отработанный	829,3	863,9	+ 204
Коэффицентэксплуатации	0,910	0,967	+ 56

В I полугодии 2014 г. план по добыче по нефти по скважине № 231, оборудованной УЭЦН, Уренгойского НГКМ перевыполнен на 492 т.

Выполнение плана составило 97%.

Наибольший прирост в добыче нефти в объеме 288 тонн получен в результате перевыполнения задания по коэффициенту эксплуатации за счет сокращения непроизводительных затрат времени.

Это стало возможным за счет эффекта от геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах в текущем периоде.

В результате перевыполнения задания по среднемесячному дебиту дополнительно получил 204 тонн.



3. Мероприятия по улучшению использования фонда скважины оборудованной УЭЦН

3.1 Корректировки режима периодической эксплуатации

В случае если при эксплуатации УЭЦН по рассчитанной программе произошла неоднократная остановка (2 и более раза) по срабатыванию ЗСП, необходимо произвести проверку настройки ЗСП.

При подтверждении корректной настройки необходимо, проконтролировав динамический уровень, скорректировать программу, выбрав один из вариантов:

- сокращение времени работы УЭЦН пошагово (с шагом 20мин) до прекращения остановок по срабатыванию ЗСП;

- увеличение времени восстановления уровня пошагово (с шагом 20мин) до прекращения остановок по срабатыванию ЗСП.

По окончании вывода скважины на режим представитель передаёт в технологическую службу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые хранятся в архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи её в ремонт.

При необходимости корректировки программы увеличением времени работы УЭЦН необходимо произвести расчет согласно специальному приложению.

Замер производительности скважины при её эксплуатации в периодическом режиме необходимо производить не менее 4-х раз в месяц продолжительностью 24 часа.

В случае, если продукция скважины высокообводненная и существует вероятность прихвата (замораживания) АГЗУ в зимний период, а также на скважинах, с продолжительностью времени восстановления уровня свыше 12 часов допускается проводить замер дебита скважины с момента пуска скважины до её остановки (полный рабочий цикл) с последующим пересчетом на суточную производительность.

Контрольные измерения дебита скважины необходимо производить за весь период работы с промежуточной регистрацией уровня и показаний счетчика жидкости в АГЗУ в карту эксплуатации УЭЦН.

При сбое в работе УЭЦН, эксплуатирующемся по установленной программе (время работы - время накопления), технолог ЦДНГ обязан организовать оперативный выезд оператора для определения истинных причин отклонения в работе УЭЦН.

3.2 Подбор УЭЦН

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса.

Для подбора УЭЦН необходимо заполнить запрос на технические данные, после чего (при условии правильности исходных данных) по программе осуществляется подбор насоса. При подборе типоразмера ступени насоса должны обязательно учитываться объемный коэффициент нефти и газосодержание на приеме насоса. Указанные факторы приводят к существенным отличиям в объемах газожидкостной смеси на приеме насоса и дебите жидкости на поверхности. Количество ступеней в насосе подбирается исходя из условия подъема жидкости на поверхность с учетом давления на буфере, в затрубном пространстве и на приеме насоса, также учитывается газлифтный эффект в НКТ и вредное влияние свободного газа на работу насоса. При подборе типоразмера и количества ступеней в насосе нужно учитывать, что на напорную характеристику УЭЦН значительно влияет вязкость перекачиваемой жидкости. Также выбирается необходимая глубина спуска, по голове насоса, зависящая от инклинометрии, длины и диаметра установки. По результатам подбора могут даваться рекомендации по дополнительной комплектации установки и скорости спуска/подъёма в некоторых интервалах глубин скважины.

3.3 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО

Причины появления АСПО(асфальтосмолопарафиновые отложения).

Добыча парафинистой нефти связана с появлением в потоке нефти новых фаз - пузырьков газа и кристаллов парафина. Образование новой фазы возможно только, когда система находится в метастабильном состоянии. Выделение газовых пузырьков или кристаллов парафина из нефти происходит при определённом перенасыщении нефти газом и парафином.

Методы борьбы с АСПО.

-механический (скребкование, фрезерование, использование специальных ножей, использование специальных поршней, и т.д.);

-термический или тепловой (использование специального греющего кабеля, закачка горячей жидкости, горячего пара, использование греющих приборов - для очистки колонны НКТ, и.т.д.);

- химический (закачка ингибиторов как на приём насоса, так в затрубное пространство на устье);

- магнитный (использование различных магнитов в скважине);

- ультразвуковой (ультрозвуковая обработка потока жидкости в скважине);

-применение лакокрасочных покрытий (окраска труб и оборудования);

- применение пластмассовых труб.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе целью являлось провести анализ эксплуатации фонда скважин, оборудованной УЭЦН, по времени и производительности.

Для этого были решены следующие задачи:

1 Изучен организационно правовой статус НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»;

2 Рассмотрена организационная структура управления НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»

3 Проведен анализ технико-экономических показателей НГДУ ООО «Газпром добыча Уренгой»

Проведенный анализ технико-экономических показателей НГДУ ООО "Газпром добыча Уренгой", позволяет сделать вывод о том, что предприятие улучшило свои показатели в отчетном периоде.

Объем произведенной продукции больше по сравнению с плановыми показателями на 182 458 тыс.руб., затраты на производство продукции ниже плановых показателей на 21 214 тыс.руб., производительность труда выросла на 16,7%.

4 Изучена методика анализа эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

5 Проведен анализ использованияфонда скважин, оборудованных УЭЦН.

Наибольший прирост в добыче нефти в объеме 288 тонн получен в результате перевыполнения задания по коэффициенту эксплуатации за счет сокращения непроизводительных затрат времени.

Это стало возможным за счет эффекта от геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах в текущем периоде.

В результате перевыполнения задания по среднемесячному дебиту дополнительно получил 204 тонн.

6 Предложенные мероприятия по улучшению использования фонда скважин, оборудованных УЭЦН:

- правильный подбор УЭЦН;

- корректировка режима периодической эксплуатации.

- эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Анализ экономики. Страна, рынок, фирма. Под ред. Проф. В.Е. Рыбалкина. Учебник. М.: Международные отношения, 2009, 304 с.

2 Андреева Н.Н., Скиткин К.В. Российский нефтегазовый сервис - время собирать камни. Нефтяное хозяйство, 2014, 286 с.

3 Балбанов К.М. Основы финансового менеджмента. М.: ИНФРА-М, 2011, 302 с.

4 Зайцев Н.Л. Экономика, организация и управление предприятием. М.: ИНФРА-М, 2010. 455 с.

5 Горемыкин В.Т. Планирование на предприятии: Учебник. М.: Филинъ, Рилант, 2007. 316 с.

6 Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие. М.: МАКСпресс, 2008. 312 с.

7 Злотникова Л.Г., Колосков В.А., Матвеев Ф.Р, Победоносцева Н.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 2006. 246 с.

8 Лопарева А.М. Экономика организации (предприятия). М.: Финансы и статистика, 2008. 237 с.

9 Технологический регламент центрального пункта сбора № 1. НИИГА, 2007.

Размещено на Allbest.ru