Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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».

РАЗДЕЛ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»

1.1 Краткая геологическая характеристика месторождений 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:

­ Миннибаевская площадь - 92,25%;

­ Альметьевская площадь - 89,28%;

­ Северо-Альметьевская площадь - 89,84%;

­ Березовская площадь - 91,60%;

­ Залежь № 5 - 66,99%;

­ Залежь №8 - 56,35%;

­ Залежь №24 - 89,29%;

­ Залежь №221 - 29,18%;

­ 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

Площади, залежи	2011г., тыс.т	2012г.	Отклонение, +/- (тыс.т)	Соотношение 1.01.13г./ 1.01.12г.
		план, тыс.т	факт, тыс.т.	факт/план	2012г./ 2011г.
Миннибаевская	953,830	919,821	965,689	+45,868	+11,859	1,013
Альметьевская	827,561	814,425	851,407	+36,982	+23,846	1,029
Северо - Альм	700,572	686,447	688,241	+1,794	-12,331	0,983
Березовская	668,369	663,013	668,336	+5,323	-0,033	1,000
Залежь №5	237,573	231,910	231,017	-0,893	-6,556	0,973
Залежь №8	361,421	345,639	351,475	+5,836	-9,946	0,973
Залежь №24	7,154	6,6	4,756	-1,844	-2,398	0,665
Залежь №221	88,139	83,976	81,645	-2,331	-6,494	0,927
Залежи DII+DIV	30,029	29,294	25,442	-3,852	-4,587	0,848
Прочие С	64,079	64,875	70,948	+6,073	+6,869	1,108
Ромашкин.м/р	3938,727	3846,0	3938,956	+92,956	+0,229	1,000
Бухарское м/р	96,273	94,0	96,044	+2,044	-0,229	0,998
НГДУ	4035,0	3940,0	4035,0	+95,0	0	1,000

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:

- добывающие - 2724 скв.;

- нагнетательные - 1819 скв.;

- контрольные - 453 скв.;

- в консервации - 83 скв.;

- дающие техническую воду- 78 скв.;

- ожидидающие ликвидации и ликвидированные - 884 скв.;

- экологические - 72 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.)

Дата	Пробур. фонд нагнет. скв. на балансе НГДУ	Экспл. фонд нагнет. скв. на балансе НГДУ	В том числе
			Действ. фонд	Остановка в отчетном месяце	Остановка по технолог. причинам	Остановлены по циклич. закачке	В бездействии	Из них
								В ожидании освоения после работы на нефть	В ожидании освоения после бурения	В бездействии после закачки	% бездейств. фонда
На 01.01.12г.	2 170	1 802	1 696	26	543	40	106	3	1	102	5,9
На 01.01.13г.	2 186	1 819	1 700	44	614	30	119	3	1	115	6,5
Отклонение 2013г./2012г.	16	17	4	18	71	-10	13	0	0	13	0,7

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.

1.5 Методы увеличения нефтеотдачи

В НГДУ «Альметьевнефть» применяемые методы воздействия, повышающие коэффициент нефтеизвлечения из продуктивных пластов, выделяются на две группы (табл. 1.3):

-гидродинамические;

-физико-химические.

I. Гидродинамические методы.

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

Наименование метода	Доп.добыча нефти	Экономический эффект, млн.руб.
	план	факт	народхоз.	хозрасчетн.
1. Гидродинамические, всего	1 130,0	1 001,4	4 426,1	3 540, 8
1.1. Hестационарное заводнение	180,0	103,5	672,6	538,1
1.2. Ввод недренируемых запасов	950,00	898,0	3 753,5	3 002,8
1.2.1. За счет разукрупненения объектов путем изоляционных работ и бурения доп.скважин	910,0	869,7	-	-
1.2.2. За счет геолого-физических работ - компл.технол. эффек.малоэффек.залежей	40,0	28,3	-	-
2. Физико-химические методы, всего	780,0	928,3	5 679,7	4 543,7
Итого по всем методам	1 910,0	1 929,7	10 105,8	8 084,6

II. Физико-химические методы.

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 природы; ЦИТС, служба главного технолога, служба по работе с имуществом, отдел главного механика, отдел главного энергетика, отдел управления персоналом (в части организации труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест, аттестации РСС, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ - 1-6, ЦППД, ЦКППН - 1,2, УПО.

Главному геологу - заместителю начальника управления подчиняются: технологический отдел разработки нефтяных и газовых месторождений, геологический отдел, МГС, геологические службы ЦДНГ и ЦППД, химико-аналитическая лаборатория ЦКППН.

Заместителю начальника управления по экономическим вопросам подчиняются: отдел управления персоналом, планово-экономический отдел, отдел бухгалтерского учета, финансовый отдел, служба по работе с имуществом, отдел инвестиций.

Заместителю начальника управления по строительству подчиняются: отдел по проектированию и обустройству месторождений, МГС (в части кап.ремонта и строительства), проектно-сметное бюро, бригада по подготовке производства ЦКППН.

Заместителю начальника управления по капитальному ремонту и строительству скважин подчиняются: отдел ремонта скважин, служба организации строительства скважин, ЦПРС.

Заместителю начальника управления по общим вопросам подчиняются: отдел материально-технического снабжения и комплектации оборудованием, база МТС и КО, служба вспомогательных структур, хозяйственная служба, служба безопасности ГОиЧС, объекты социальной сферы.

Центральная инженерно-техническая служба обеспечивает согласованную работу цехов основного и вспомогательного производства, осуществляет оперативное руководство всеми цехами и службами НГДУ (ЦДНГ № 1 - 6, ЦППД, ЦКППН - 1,2, ЦПРС, УПО).

Для организации производственной деятельности ОАО «Татнефть» наделяет НГДУ необходимым имуществом производственно-технического назначения и оборотными средствами, принадлежащими на праве собственности или ином вещном праве ОАО «Татнефть». Контроль за производственной и хозяйственной деятельностью НГДУ осуществляется исполнительным органом ОАО «Татнефть».

Таким образом, тип организационной структуры управления, применяемый в НГДУ «Альметьевнефть» - линейно-функциональный. Имеющийся зарубежный и отечественный опыт говорит о том, что данную структуру целесообразно использовать на предприятиях в добывающих отраслях промышленности.

Рис.2.1 Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть»

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.2 Производственный процесс в НГДУ «Альметьевнефть» и его производственная структура

Основу деятельности НГДУ «Альметьевнефть» составляет добыча и подготовка нефти. В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ осуществляет следующие задачи:

- планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заданиями по добыче нефти, нормативами, лимитами, бюджетом НГДУ, установленными органами управления ОАО «Татнефть», а также заключенными договорами;

- обеспечивает выполнение задания по добыче нефти на основе внедрения в производство передовой техники и прогрессивной технологии;

- обеспечивает сбор, подготовку, транспортировку нефти;

- производит водозабор, подготовку, транспортировку воды, закачку в пласт рабочих реагентов;

- осуществляет проектирование, строительство и эксплуатацию объектов нефтяной и газовой промышленности, нефтепромыслового оборудования и спецтехники;

- осуществляет мероприятия по техническому перевооружению и модернизации производства, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, эффективному использованию средств автоматизации, электронно-вычислительной техники;

- разрабатывает и осуществляет мероприятия по экономии топлива, электроэнергии, материалов, инструмента;

- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и получает их в установленном порядке по прямым договорам и централизованно через «Татнефтеснаб» ОАО «Татнефть», обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;

- разрабатывает и осуществляет мероприятия по охране природы и окружающей среды;

- проводит работу по предупреждению и ликвидации аварий, охране труда и технике безопасности, проводит обучение работников НГДУ безопасным приемам труда, обеспечивает средствами индивидуальной защиты;

- выполняет изыскательные и маркшейдерские работы;

- проводит дефектоскопию нефтепромыслового, технологического оборудования, нефтепроводов и водоводов;

- осуществляет другие виды деятельности, не противоречащие Уставу ОАО «Татнефть» и действующему законодательству.

Основной процесс для НГДУ - это добыча нефти и газа, сепарация, сушка и подготовка к дальнейшей транспортировке.

Вспомогательный процесс - это создание нормальных условий для основных процессов (ремонт оборудования, обеспечение водой, энергией и т.д.).

По характеру участия рабочего в производственном процессе можно различать: ручное участие, механизированное, машинно-ручное, машинное, автоматизированное, аппаратурное.

По виду производственные процессы делятся на:

1. механические - процессы, в которых под воздействием механических усилий происходит то или иное изменение формы размера, состояния и положения предмета труда (добыча нефти и газа, бурение).

2. физико-химические - процессы, при которых изменяются физические и механические свойства материалов и их внутренняя структура.

По длительности периода основные части производственного процесса делят на:

1. прерывные, которые характеризуются периодичностью и повторяемостью процесса (геолого - разведование и бурение);

2. непрерывные процессы - где признак периодичности отсутствует, процесс протекает непрерывно (добыча нефти).

Особенности производственного процесса в нефтедобыче:

1. продукт труда - это пласт, содержащий нефть и газ, он не является результатом простого труда и не имеет стоимости, т.к. в себестоимости добычи нефти отсутствуют затраты на сырье, что отличает его от других аналогичных отраслей;

2. предмет труда - территориально закреплен, отсюда зависимость выбора места для проектирования предприятия;

3. удаленность предметов труда и подземных частей эксплуатационного оборудования от непосредственного наблюдения и воздействия. Это обуславливает своеобразный характер технологического процесса добычи;

4. влияние природного фактора в процессе обработки предметов труда, падение пластового давления обуславливает специфическую технологию добычи нефти различными способам;

5. территориальная особенность производственных объектов и их индивидуальность и зависимость организации промыслового хозяйства от степени обработки;

6. в нефтегазодобыче продукт труда простой, поскольку процесс добычи не влечет за собой особых изменений физико-химических свойств в добыче нефти и газа;

7. производственный процесс состоит из добычи нефти и газа.

Производственная структура предприятия зависит от форм и методов организации производственных процессов, прежде всего, от уровня концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования. Производственная структура - совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними. Важные показатели, характеризующие производственную структуру предприятия - это число цехов, внутри них рабочих мест и др. подразделений и их удельное значение в производстве. В нефтегазодобыче структурной единицей является цех - производственное административно обособленное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции, выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии в соответствии с выполняемыми функциями выделяют основное и вспомогательное производство.

2.3 Анализ основных технико-экономических показателей предприятия за 2011-2012гг.

Технико-экономический показатель используется для сравнения затрат на единицу потребительской полезности однородных изделий. На основании технико-экономических показателей можно сделать выводы и по другим пунктам отчета и предпринять необходимые меры для улучшения работы предприятия.

Коллектив нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» в 2012 году успешно справился с выполнением производственной программы.

Работа управления была направлена на сокращение затрат, разработку и выполнение комплексных мероприятий для сохранения финансово-экономической устойчивости предприятия. Это позволило управлению выполнить все намеченные производственные и социальные программы, несмотря на низкий уровень цен на нефть на мировом рынке.

Слаженная работа всего коллектива в прошедшем году позволила успешно реализовать производственную программу и выполнить технико-экономические показатели приказов № 1 и 3.

Анализ технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012гг. представлен в табл. 2.1.

За 2012 год, как и за 2011г., добыто 4035 тыс.тонн нефти, 100% подготовленной нефти сдано потребителям по первой группе качества, перевыполнено задание по выработке ШФЛУ. Совершенствование процесса разработки месторождений, улучшение технологий добычи и подготовки нефти позволяет НГДУ «Альметьевнефть» в течение последних семнадцати лет удерживать добычу на стабильном уровне. План по добыче нефти перевыполнен на 2,4% или на 95 тыс.тонн.

Обводненность продукции в 2012г. уменьшилась на 0,9% и составила 78,4%. Среднесуточный дебит добычи нефти сохранился на уровне 2011г. и составил 5,1 т/сут. Введено новых скважин: нефтяных - 36, из которых получено 73,8 тыс.тонн нефти, нагнетательных - 20. Из бурения в эксплуатацию введено 43 скважины. В пласты закачено 21 535 тыс. куб.м. воды.

Произведено товарной продукции на сумму 40 174,2 млн.руб. Поставка широкой фракции легких углеводородов составила 83,0 тыс.тонн.
2012 год для коллектива НГДУ «Альметьевнефть» - год продолжения работ по укреплению прочного фундамента, созданного за последние годы и обеспечивающего стабилизацию объёмов рентабельной добычи нефти.

Выполнен доведенный предельный уровень эксплуатационных затрат, который составил 2333 рублей на 1 т нефти, что выше уровня прошлого года на 16%.

Таблица 2.1 Динамика ТЭП НГДУ «Альметьевнефть» за 2011-2012гг.

№	Показатель	Ед.изм.	2011 год	2012 год	Отклонение, 2012г./2011г.
					+/-	%
1	2	3	4	5	6	7
1	Добыча нефти - всего	тыс.т	4 035	4 035	0	100,0
2	Товарная продукция	тыс.руб.	38 810 742	40 174 179	1 363 437	103,5
3	Объем подготовленной нефти (сдача)	тыс.т	3 949,9	3 947,4	-2	99,9
4	Сдача широкой фракции	тыс.т	82,9	83,0	0	100,1
5	Ввод новых скважин:
	- нефтяных	скв.	42	36	-6	85,7
	- нагнетательных	скв.	26	20	-6	76,9
6	Эксплуатационный фонд скважин на конец года
	- нефтяных	скв.	2 774	2 724	-50	98,2
	- нагнетательных	скв.	1 802	1 819	17	100,9
7	Среднегодовой действующий фонд скважин
	- нефтяных	скв.	2 513	2 462	-51	98,0
	- нагнетательных	скв.	1 695	1 721	26	101,5
8	Коэф-т эксплуатации нефтяных скважин	доли ед.	0,917	0,918	0	100,1
9	Коэф-т использования нефтяных скважин	доли ед.	0,838	0,820	0	97,9
10	Среднесуточные дебиты скважин
	- по нефти	т/сут.	5,1	5,1	0	100,0
	- по жидкости	т/сут.	24,6	23,8	-1	96,9
11	Межремонтный период работы скважин (всего по НГДУ)	сут.	1 292	1 401	109	108,4
	в том числе: ЭЦН	сут.	1 075	1 360	285	126,5
	ШГН	сут.	1 358	1 420	62	104,6
12	Текущий (подземный) ремонт скважин
	- кол-во отремонтированных скважин	скв.	867	832	-35	96,0
	- объем работ	тыс.руб.	517 763	305 831	-211 932	59,1
13	Добыча жидкости	тыс.т	19 285	18 680	-605	96,9
14	Обводненность нефти	%	79,1	78,4	-1	99,1
15	Закачка воды в пласт	тыс.м?	22 130	21 535	-595	97,3
	в т.ч.: - пресной воды	тыс.м?	3 983	4 192	209	105,3
	- сточной воды	тыс.м?	15 308	14 614	-694	95,5
	- пластовой воды	тыс.м?	2 840	2 729	-111	96,1
16	Капитальные вложения, всего	тыс.руб.	3 924 859	5 292 536	1 367 677	134,8
	в т.ч.: бурение	тыс.руб.	1 719 119	1 801 143	82 024	104,8
	строительно-монтажные работы	тыс.руб.	1 696 982	2 828 962	1 131 980	166,7
17	Ввод основных фондов	тыс.руб.	2 484 267	2 308 779	-175 488	92,9
18	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	тыс.руб.	19 699 536	22 256 317	2 556 781	113,0
19	Среднесписочная численность-всего	чел.	2 003	1 993	-10	99,5
	в т.ч.: ППП	чел.	1 676	1 667	-9	99,5
	непромышленный персонал	чел.	327	326	-1	99,7
20	Производительность труда 1 работника ППП	тыс.т/чел.	2,41	2,42	0	100,5
21	Уд. расход численности ППП на 1 скважину действующего фонда	чел/скв.	0,67	0,68	0	101,5
22	Фонд оплаты труда - всего	тыс.руб.	659 714	775 465	115 752	117,5
	в том числе:
	- ППП	тыс.руб.	598 598	696 715	98 117	116,4
	- непромышленный персонал	тыс.руб.	57 191	72 848	15 657	127,4
	- несписочный состав	тыс.руб.	3 925	5 903	1 978	150,4
23	Суммы трудовых и социальных льгот	тыс.руб.	8 140	12 021	3 881	147,7
	в том числе:
	- ППП	тыс.руб.	6 829	10 478	3 648	153,4
	- непромышленный персонал	тыс.руб.	1 311	1 544	233	117,8
	- несписочный состав	тыс.руб.	-	-
24	Средняя з/плата 1 работника с выплатами из ФМП, всего	руб.	27 284	32 178	4 894	117,9
	в том числе:
	- ППП	руб.	29 763	34 829	5 066	117,0
	- непромышленный персонал	руб.	14 575	18 622	4 047	127,8
25	Затраты на производство товарной продукции	тыс.руб.	22 767 330	23 662 933	895 603	103,9
26	Эксплуатационные расходы на 1 т валовой нефти	руб.	2 008,02	2 332,73	325	116,2
27	Эксплуатационные расходы на 1 т товарной нефти	руб.	2 051,30	2 382,91	332	116,2
28	Цена 1 тонны нефти	руб.	9 703,00	10 041,83	339	103,5
29	Прибыль до налогообложения	тыс.руб.	15 833 691	16 239 409	405 718	102,6
30	Объем платных услуг населению	тыс.руб.	27 434	27 551	117	100,4

В полном объеме выполнены мероприятия, посвященные празднованию 60-летия НГДУ «Альметьевнефть».

Основным вопросом сегодняшнего дня для нефтегазодобывающего предприятия является стабилизация добычи нефти на фоне увеличения доли трудноизвлекаемых запасов.

Поэтому на поздней стадии разработки нефтяных месторождений актуальными являются вопросы поиска новых инженерно-геологических решений, внедрение инновационных технологий, благодаря которым становится возможным сохранение рентабельной добычи нефти.

В 2012г. в НГДУ Активно продолжались работы по внедрению новой техники и технологий. Выполнено 39 мероприятий с общим экономическим эффектом более 553 миллионов рублей, получено 16 патентов, внедрено в производство 1612 рационализаторских предложения.

За отчётный период освоено более 3,8 млдр.руб. капитальных вложений. На сумму более 1,5 млдр.руб. проведён капитальный ремонт основных производственных фондов и объектов социальной сферы.

Среднесписочная численность всего персонала составила 1993 человека, в том числе промышленно-производственного персонала 1667 человек. Таким образом, по сравнению с 2011г. произошло снижение численности персонала на 10 чел. и на 9 чел. по общему количеству и количеству промышленно-производственного персонала соответственно. Удельный расход численности на обслуживание одной скважины действующего фонда снизился до 0,68 человек/скв.

Фонд заработной платы всего списочного состава увеличился в 2012г. на 17,5% или на 115752 тыс. руб. по сравнению с 2011 годом и составил 775465 тыс. руб. Увеличение произошло в связи с ростом среднемесячной заработной платы на 18%.

За отчетный период получено 16,2 млрд. рублей условной балансовой прибыли, что на 405,7 млн. рублей больше, чем за прошлый год. Прибыль направлена на содержание объектов социальной сферы, на выполнение условий коллективного договора, на укрепление производственных мощностей ОАО «Татнефть».

По итогам работы за год цена 1 т нефти составила 10170,6 руб., себестоимость 1 т товарной нефти 5 990,6 руб./т, себестоимость товарной продукции составила 23,6 млрд.руб., прибыль от основной деятельности 16,5 млрд. руб., часть которой была направлена на финансирование капитальных вложений, на содержание объектов социальной сферы, на выполнение условий коллективного договора.

Таким образом, подводя итог по анализу технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть» можно сделать вывод о том, что деятельность предприятия в целом идет по плану, происходит достижение планируемых показателей.

2.4 Отечественный и зарубежный опыт, обзор мировых тенденций в области повышения эффективности работы скважин

Повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.

1. Увеличение времени полезной работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

- ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;

- ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения рабочей силы, средств, труда, материальных ресурсов;

- ускорение подземного ремонта скважин. Простои действующих скважин в ремонте составляют 2 % их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта, внедрением новой техники спускоподъемных операций, укреплением цехов подземного ремонта и др.;

- эффективное увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин, при котором обеспечивается поддержание постоянного дебита, установленного технологическим режимом эксплуатации скважин. Удлинению межремонтного периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом и др.;

- продление срока жизни нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов добычи нефти и различных методов повышения производительности скважин, детальное изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных скважин. Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время здесь велика группа скважин со сроком жизни свыше 15-20 лет;

- эффективное удлинение сроков службы нефтяного оборудования. Большой эффект дает улучшение качества глубинных насосов, применение экономичных колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные вложения в оборудование скважин.