98843

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮЖНО-ШАПКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Курсовая

География, геология и геодезия

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин. Фонтанная эксплуатация скважин. Механизированная эксплуатация скважин ...

Русский

2016-07-13

916.5 KB

0 чел.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ухтинский государственный технический университет

Кафедра организации и планирования производства

КУРСОВАЯ РАБОТА

ТЕМА:

«ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮЖНО-ШАПКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ»

Выполнил:

ст. гр. РЭНГМ-3-01       Лисин В. А.

Проверил:

Доцент         Витович Б. А.

Ухта 2005


Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра______________________________________________________________________

      СОГЛАСОВАНО      УТВЕРЖДАЮ

    Главный специалист предприятия    Зав. кафедрой

(для которого выполнен реальный проект)

_____________________________    _________________________

       подпись, инициалы, фамилия                подпись, инициалы, фамилия

«____»______________200__г.    «____»_____________200__г.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту (работе) по ___________________________________________________

       наименование учебной дисциплины

на тему:_______________________________________________________________________

Автор проекта (работы)___________________________________________________________

       подпись, дата, инициалы, фамилия

Специальность__________________________________________________________________

      номер, наименование

Обозначение курсового проекта (работы)___________________________группа_____________

Руководитель проекта  _______________________      ________________

                 подпись, дата                  инициалы, фамилия

Проект (работа) защищен(а)   _______________________      ________________

                    дата              оценка

 Члены комиссии   _______________________      ________________

                            подпись, дата                   инициалы, фамилия

_______________________      ________________

                            подпись, дата                   инициалы, фамилия

_______________________      ________________

                            подпись, дата                   инициалы, фамилия

_________________

        город, год защиты


Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра_______________________________________________________________________

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ (РАБОТУ)

Студент___________________________________________код________________группа__________

  фамилия, инициалы

1.Тема______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

2. Срок предоставления проекта (работы) к защите

   «____»_______________200___г.

3. Исходные данные для проектирования (научного исследования) _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

4. Содержание пояснительной записки курсового проекта (работы)

4.1 ________________________________________________________________________________

4.2 ________________________________________________________________________________

4.3 ________________________________________________________________________________

4.4 ________________________________________________________________________________

4.5 ________________________________________________________________________________

4.6 ________________________________________________________________________________

5. Перечень графического материала ____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Руководитель проекта (работы) ____________________     ______________

           подпись, дата               фамилия, инициалы

Задание принял к исполнению        ____________________     ______________

    подпись, дата              фамилия, инициалы


СОДЕРЖАНИЕ

1. РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ МЕНЕДЖМЕНТА В ОТРАСЛЯХ ТЭК. 6

1.1. Основные принципы менеджмента 6

1.2. Стратегия развития менеджмента 6

1.3. Формирование управленческих решений 7

1.4. Характеристика стилей и методов управления производством 8

2. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЮЖНО-ШАПКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 10

2.1. Краткая географо-геологическая характеристика Южно-шапкинского месторождения 10

2.2. Система разработки месторождения, геолого-техническая характеристика их, схема сбора и подготовки нефти 11

2.3. Схема сбора и подготовки нефти 13

2.4. Организационная структура 13

2.5. Динамика и анализ основных технико-экономических показателей 14

3. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮЖНО-ШАПКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 17

3.1. Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин 17

3.2. Фонтанная эксплуатация скважин 18

3.3. Механизированная эксплуатация скважин 21

3.3 Расчет экономической эффективности перехода на механизированную добычу (УЭЦН) на Южно-Шапкинском месторождении 27

4. ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ 30

ПРИЛОЖЕНИЯ 31


1. РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ МЕНЕДЖМЕНТА В ОТРАСЛЯХ ТЭК.

1.1. Основные принципы менеджмента

Управление производством (менеджмент в отраслях ТЭК) базируется на следующих принципах, которые должны обеспечивать различную работу всех производственных звеньев:

  1.  формирование команды исполнителей. Эта команда должна соответствовать привычному стилю работы руководителя и составлять вместе с ним одно единое организационное целое;
  2.  определение перспектив развития фирмы;
  3.  определение ресурсов, обеспечивающих решение поставленных задач;
  4.  подбор кадров и определение условий материальной заинтересованности работников фирмы в конечных итогах работы;
  5.  ознакомление всех работников фирмы с целями и задачами, как на перспективу, так и на текущий период с целью понимания каждого работника роли в этом процессе;
  6.  создание системы моральной и материальной заинтересованности каждого работника в итоге деятельности фирмы. Сюда входят перспективы продвижения по службе, социальные условия, организация отдыха и лечения, в перспективе пенсионное обеспечение;
  7.  работа с персоналом, направленное на повышение квалификации и приобретение должного производственного опыта как отечественного, так и зарубежного;
  8.  создание должного психологического микроклимата в коллективе;
  9.  создание должных условий для нормальной производственной деятельности;
  10.  создание должных условий по охране труда и технике безопасности;
  11.  обязательным условием является также наличие прочих компонентов с поставщиками, потребителями, смежниками, контролирующими организациями и выше стоящими организациями.

1.2. Стратегия развития менеджмента

Наука об управлении предусматривает ориентацию на перспективы развития фирмы. В этом свете первостепенное значение приобретает выработка политики стратегии менеджмента. Она предусматривает определение главных ключевых направлений развития фирмы.

Основным стратегическим документом фирмы, является долгосрочная программа развития фирмы. Она должна отвечать следующим требованиям:

  1.  соответствие возможностей основного и вспомогательного производства;
  2.  реальные сроки намеченных действий;
  3.  обеспечение её финансированием;
  4.  материально техническое обеспечение;
  5.  обеспечение кадрами
  6.  оценка эффективности отдельных разделов программы.

Стратегия менеджмента может претерпевать отдельные изменения в таких случаях как:

  1.  изменение ситуации с обеспечением ресурсами;
  2.  изменения во внешней среде, связанны с новациями в техническом прогрессе. Политические изменения в стране, изменение коньюктуры рынка, аварии, катаклизмы;
  3.  появление новой научно технической информации;
  4.  изменение роли человека в производственном процессе.

Западная наука менеджмента предусматривает следующие направления стратегического планирования:

  1.  объёмы работ фирмы;
  2.  экономическое направление;
  3.  инвестиции;
  4.  снабжение и сбыт продукции;
  5.  социальные вопросы и т.д.

Западная наука и современная практика рекомендует также производить разработку бизнес – планов, которые сопоставляют затраты на производство с полученным эффектом.

Информационное обеспечение стратегии:

Стратегия развития фирмы требует постоянного информационного обеспечения. Это информационное обеспечение осуществляется по следующим направлениям:

  1.  нормативные документы федерального, регионального, отраслевого и местного уровня (законы, указы, постановления, инструкции, технические регламенты и т. д.);
  2.  статистическая информация о работе предприятия и отрасли в целом;
  3.  информация о развитии научно технического прогресса в России и за рубежом;
  4.  экономическая информация разного рода;
  5.  информация о деятельности конкурентов;
  6.  информация о мировых ценах на нефть и газ, об их колебаниях, а также изменение ситуации на рынке и биржах.

Эти и другие виды информации могут систематизироваться на магнитных носителях, компьютерах или «по старинке» в папках и скоросшивателях.

Обязательным условием является создание в каждом отделе «банка данных» по отдельным сферам деятельности. При этом необходимо постоянное обновление этого «банка данных». Практика показала, что помимо систематизации, нормативных документов, является полезной и необходимой работа над деловой прессой (журналы, газеты и т. п.).

1.3. Формирование управленческих решений

Любые решения в сфере менеджмента следует считать управленческими решениями. Современная наука о менеджменте рассматривает целую систему формирования решений, их классификацию и организацию их выполнения.

Наука о менеджменте полагает, что эти решения классифицируются по степени важности следующим образом:

1. степень важности этой проблемы для цеха, для предприятия, фирмы;

2. масштабность проблемы;

3. степень риска от возникновения проблемы (какие суммы и т. д.);

4. срочность решения проблемы.

По степени их влияния на будущее фирмы:

  1.  текущие решения, т. е. сегодняшние;
  2.  тактические решения;
  3.  стратегические решения (временная и объёмная классификация).

В зависимости от продолжительности реализации решения:

1. краткосрочные решения;

2. долгосрочные решения.

По степени обязательности выполнения:

  1.  ориентирующие решения;

2. рекомендательные решения;

3. директивные.

Способ принятия решения:

  1.  еденаличные решения;
  2.  консультативные решения;
  3.  коллективные решения.

По широте охвата решения:

  1.  общие и специальные решения.

Процесс принятия решения и обеспечение его рациональности требует предварительного разложения самого процесса  на отдельные этапы:

  1.  анализ ситуации;
  2.  анализ содержания проблем;
  3.  постановка конкретных задач и формулировка общих условий решения проблемы;
  4.  определение возможностей и целесообразности решения проблемы.

1.4. Характеристика стилей и методов управления производством

В западной практике сложилась система стилей и методов менеджмента:

Авторитарный стиль.

Демократический стиль.

Либеральный стиль.

Авторитарный стиль.

В этом случае, руководитель не считает нужным считаться с мнением коллег и подчиненных, принимает решение единолично.

Форма отдачи и распоряжений категорическая, в приказном тоне. Менеджер подобного стиля в своей практике применяет чистые показания (выговор, понижение в должности, лишение премий и т.д).

Доброе слово, слова благодарности, премирование не является частыми случаями в его практике. Подобная практика, как правило, применяется в армии, в милиции (в силовых структурах).

В известных случаях, в определенных ситуациях этот стиль допустим и на предприятиях ТЭК. (аварии, наводнения, открытый фонтан, пожар и т.д).

Либеральный стиль.

Включает в себя подчас нежелание брать на себя ответственность, отсюда бесконечные консультации его как с начальниками, так и подчиненными, длительные согласования простейших решений. Включая заигрывание с подчиненными и страх перед начальством. Этот стиль свойственен руководителям, либо неопытным, либо нерешительным, либо находящимся в пенсионном и предпенсионном возрасте.

Демократический стиль.

Наиболее оптимальный стиль. Не исключает консультации и согласование в разумных пределах, при этом руководитель уважительно относится к подчиненным и считается с мнением опытных коллег, но во всех этих случаях он принимает решения единолично и несет ответственность.

В этом случае руководитель равен и справедлив во взаимоотношениях подчиненных, в достоверной степени требователен, разумно сочетает поощрения с взысканиями.

Теория и практика пришли к единому выводу о наибольшей оптимальности подобного стиля руководства.

Теория менеджмента систематизировала и сгруппировала действия руководителя, использующих разные стили руководства, что представлено в таблице 1.

При выборе стиля руководства действуют следующие факторы:

Наличие опыта руководителя.

Уровень требований к предъявляемым решениям.

Четкое формулирование проблемы .

Степень причастности подчиненных к делам фирмы и степень их заинтересованности.

Вероятность того, что единоличные решения получат или не получат поддержку подчиненных.

Заинтересованность исполнителем достижения цели.

Степень вероятности возникновения конфликта между руководителями и подчиненными в результате принятия решений.


2. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЮЖНО-ШАПКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Краткая географо-геологическая характеристика Южно-шапкинского месторождения

Южно-Шапкинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайшими населенными пунктами является п. Харьяга и г. Нарьян-Мар, расположенные, соответственно, в 70 км к востоку и 75 км к северо-западу от месторождения. Обзорная карта района работ приведена на рис.1.1. Доставка технического снаряжения, рабочего персонала  осуществлялась из г. Усинска (280 км от участка работ), связь с которым осуществляется частично автомобильным  транспортом по дороге с твердым покрытием и частично автомобильным и гусеничным транспортом по зимним временным дорогам.

В геоморфологическом отношении территория находится в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино и Серчейю и представляет собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. Рельеф слабо всхолмленный с отдельными возвышенностями, достигающими отметок +160 м над уровнем моря. Поверхность территории покрыта сетью многочисленных ручьев, притоков различного порядка. Глубина  врезов 10-15 м, ширина от 20 до 100 м. Местность является типичной для тундры, безлесной ландшафтной зоной субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью.

Климат района континентальный, холодный с избыточным увлажнением. Характерны короткое (2-3 месяца), прохладное лето и продолжительная (6-7 месяцев) холодная зима с устойчивым снежным покровом. Среднегодовая температура составляет –3.1-5.1оС, в зимний период минимальная температура достигает -53 оС,  летом – максимальная до +33 оС. Продолжительность светового дня в зимний период 3-5 часов, летом 18-22 часа.

Для технического водоснабжения буровых работ используются естественные водоемы (озера, ручьи). Грунтовые воды из-за мерзлотных условий не используются. Кроме того, для технического водоснабжения, при необходимости поддержания пластового давления, могут быть использованы воды юрского водоносного комплекса, имеющего региональное распространение и обладающего значительными ресурсами минерализованных вод.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород.  Современные ММП вскрыты  на глубине 15-40м, кровля реликтовых ММП отмечается на глубинах около 70,0-120м, подошва – на  глубине около 246- 465м. В долинах крупных водотоков отмечается погружение кровли реликтовой мерзлоты. Многолетнемерзлые породы в районе развиты повсеместно. Подошва реликтовой мерзлоты находится на глубине 246-465 м.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Шапкинской площади представлен средне-, верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями толщиной более 4.2 км. Сводный литолого-стратиграфический разрез Южно-Шапкинского купола  представлен в Граф. прил. 2.1.

Исходя из геологического строения соседних территорий можно предположить наличие в изучаемом районе нижнедевонских, а также силурийских и ордовикских отложений.

Кровля фундамента на основании геофизических исследований ожидается на глубине 6-7 км.

2.2. Система разработки месторождения, геолого-техническая характеристика их, схема сбора и подготовки нефти

«Технологическая схема...» составлена в 1998-1999гг., авторами проекта выступили специалисты ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова». При выполнении работы авторами за основу были приняты запасы нефти, утвержденные ГКЗ в 1976 году. Как отмечалось авторами, необходимость составления документа вызвана тем, что из месторождений (Южно-Шапкинское, Верхне-Грубешорское, Пашшорское, Южно-Юрьяхинское), входящих в сферу деятельности ЗАО «СеверТЭК», которое к тому моменту явилось держателем лицензии на разработку, Южно-Шапкинское месторождение является пионерным в освоении всей группы месторождений [3]. Поэтому именно на этом месторождении в первую очередь необходимо определить добывные возможности в начальный период. Кроме того, несмотря на то, что по основным залежам проводились модельные расчёты компаниями «Elf Aquitanie production» и «Halliburton», имеется целый ряд проблем, без решения которых весьма затруднительна эффективная разработка месторождения. В частности:

  •  сложное геологическое строение мощных карбонатных пластов в каменноугольных и ассельских отложениях, к которым приурочены основные залежи II и III;
  •  невысокая изученность фильтрационных характеристик пластов;
  •  кратковременные испытания скважин, широкий диапазон продуктивности скважин по данным опробования;
  •  отсутствие исследований по энергетической характеристике залежей, возможности активного влияния напора законтурных вод.

В ходе рассмотрения выполненной работы в ЦКР Минэнерго отмечено, что предложенные решения по созданию системы заводнения и размещения скважин являются предварительными и нуждаются в дополнительном рассмотрении и уточнении после проведения исследований по изучению естественного режима залежей и возможного влияния на процессы заводнения залежей тектонических нарушений.

В соответствии с изложенными замечаниями, ЦКР постановила (протокол №2363 от 17.06.1999.):

  1.  Представленную технологическую схему принять со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:
  •  выделение в продуктивном разрезе месторождения двух объектов разработки - залежь II и залежь III;
  •  разработка залежей с поддержанием пластового давления путём приконтурной закачки воды после изучения режима залежей эксплуатацией добывающих скважин;
  •  размещение добывающих скважин вдоль оси залежей с расстоянием между скважинами 1000 метров;
  •  общий фонд скважин – 22, в т.ч.:

залежь II – 16 скважин, 12 добывающих, 4 нагнетательных;

залежь III – 5 скважин, 4 добывающих, 1 нагнетательная;

залежь IV – 1 скважина, газонагнетательная;

фонд для бурения – 15 скважин на залежь II, 5 - залежь III, 1 - залежь IV;

Бурение скважин осуществляется в два этапа. На первом этапе бурятся только 15 добывающих скважин, 1 газонагнетательная и 2 водонагнетательных. На втором этапе, при необходимости, производится бурение остальных нагнетательных скважин;

  •  проектные уровни:

добычи нефти – 2618 тыс.т (залежь II – 2132 тыс.т, залежь III – 508 тыс.т);

добычи жидкости – 2684тыс.т (залежь II – 2249тыс.т, залежь III – 508тыс.т);

закачки воды – 3112тыс.м3 (залежь II – 2490тыс.м3, залежь III – 687тыс.м3);

  •  способ эксплуатации скважин – фонтанный с переходом на механизированный (УЭЦН или газлифт);
  •  утилизация попутно добываемого газа в газовую шапку залежи IV.
  1.  Поручить Недропользователю:
  •  после двух лет опытно-промышленной разработки залежей провести авторский надзор за реализацией технологической схемы ОПР, в котором уточнить решение о необходимости заводнения и бурения нагнетательных скважин с представлением в ЦКР в I квартале 2001г.
  •  к 2004 году создать постоянно действующую модель залежей Южно-Шапкинсткого месторождения

Таким образом, действующим проектным документом, согласно которому месторождение находится в промышленной эксплуатации, является «Технологическая схема ОПР Южно-Шапкинского месторождения», составленная институтом «ВНИИнефть» в 1998-1999гг. и утверждённая ЦКР Минэнерго.

2.3. Схема сбора и подготовки нефти

2.3.1 Технологические сооружения

Линия нефти Центрального пункта сбора Южно-Шапкинского нефтяного месторождения предназначена для:

  •  приема продукции, поступающей от скважин с "Южно-Шапкинского" нефтяного месторождения;
  •   учета количества продукции скважин;
  •  отделения попутного нефтяного газа и свободной пластовой воды;
  •  подготовки нефти в соответствии с требованиями по качеству предъявляемыми к нефтям 1-й группы качества по ГОСТ Р-51858;
  •  буферного хранения и транспортировки нефти.

2.3.2 Линии нефти включает следующие основные соружения:

  •  установка сепарации нефти;
  •  установка обессоливания и обезвоживания нефти;
  •  установка стабилизации нефти и отпарки сероводорода;
  •  резервуарный парк и насосную внешнего транспорта.

Для обеспечения функционирования основных технологических сооружений в составе линии нефти предусмотрены следующие вспомогательные объекты:

  •  факельные системы низкого и высокого давления;
  •  узел дополнительной сепарации (узел концевой аварийной сепарации нефти);
  •  установка нагрева и циркуляции теплоносителя;
  •  дренажная система;
  •  компрессорная воздуха и производства азота;
  •  узел подготовки технической воды и закачки воды в пласт;
  •  установка подготовки пластовой и сточных вод;
  •  блоки дозирования реагентов;
  •  центральный тепловой пункт;
  •  очистные сооружения производственно-дождевых и бытовых сточных вод.

2.4. Организационная структура

Организационная структура ЗАО «СеверТЭК» представлена в приложении 1.

2.5. Динамика и анализ основных технико-экономических показателей

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III - в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки в отдельности по залежам.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.2 Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения – проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами:

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мД, достигая максимальных значений более 750 мД. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения – от 100-200 м3/сут*МПа без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м3/сут*МПа при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны (см. раздел 3.1.1). Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи – по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости/ Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что Недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году – на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут – в эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Таблица 2.1

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Южно-Шапкинское месторождение, залежь II

Показатели

2003 год

проект

факт

Добыча нефти всего, тыс.т

748

388,6

Эксплуатационное бурение, тыс.м

27

13,5

Ввод новых добывающих скважин всего, шт.

                                               кроме того из капремонта

11

1

11

2

Фонд добывающих скважин на конец года, шт.

12

13

Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.

0

0

Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.

577,1

244,6

Сред. обводнённость продукции действующего фонда скважин, %

1,06

1,6

Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.

571,0

240,7

Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут

0

0

Отбор жидкости всего, тыс.т

756

394,9

Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т

756

411,0

Добыча нефти с начала разработки, тыс.т

748

404,7

Закачка рабочего агента, тыс.м3

0

0

  1.  
    ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮЖНО-ШАПКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Задачей данной главы является оценка технических возможностей реализации проектных показателей разработки и определение отсутствия (или наличия) радикальных осложнений, требующих специальных проектно-технологических решений.

В соответствии с этим, рекомендации по применению оборудования, материалов и технологии не являются обязательными, а носят характер примеров обеспечения этой реализации и могут быть уточнены в процессе составления проекта обустройства месторождения или эксплуатации конкретной скважины с учетом актуальной ситуации.

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

  •  обеспечение проектных дебитов скважин;
  •  максимальная надежность работы;
  •  минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;
  •  экологическая безопасность;
  •  минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования и технологических процессов базируются на показателях разработки на период до 30 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок будут разработаны новые технологии добычи, существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

3.1. Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

Способы подъема жидкости из скважин, параметры и технологический режим работы добывающего оборудования рекомендуются на основе анализа комплекса условий эксплуатации:

  •  динамика дебита, обводненности, газового фактора продукции, проектного забойного и устьевого (буферного) давления;
  •  конструкция скважин – диаметр эксплуатационной колонны, кривизна профиля ствола;
  •  физико-химические свойства продукции – нефти, газа, воды – температура, вязкость, минерализация, содержание механических примесей, коррозионных агентов, смол и парафинов;
  •  оценка возможности возникновения осложнений – выпадение смол, парафина, гидратов, солей при изменении термобарических условий в потоке продукции при движении его от забоя к устью;
  •  неформализуемые условия – природно-климатические факторы, наличие инфраструктуры, ремонтно-эксплуатационных баз, персонала с опытом работы с тем или иным оборудованием, реагентами и технологиями и т.п.

Для определения рациональных способов эксплуатации проведены расчеты по подъему продукции из скважин. Для расчетов процессов в стволе скважины, приняты параметры продукции в соответствии с материалами принятыми при проектировании гидродинамических процессов в пласте.

Принятые согласованные с показателями разработки по рекомендуемому варианту исходные данные приведены в табл. 3.1

Таблица 3.1

Исходные данные для обоснования способов эксплуатации

Параметр

Размерность

Объект разработки

II

III

IV

Расчетная глубина*

м

1920

1730

1660

Расчетный диапазон дебитов жидкости

м3/сут.

100 - 1000

Расчетное пластовое давление

МПа

20

18.5

17.5

Расчетное забойное давление доб. скв.

МПа

18.5

17

16

Расчетное устьевое давление нагн. скв.

МПа

15

Расчетное устьевое (буферное) давление доб. скв.

МПа

1.2-1.5

Обводненность продукции

доли ед.

0,01-0,98

Расчетный диапазон коэффициентов продуктивности

м3/сут.*МПа

66.7 - 667

* к этой глубине приводятся пластовые и забойные давления в скважинах.

Оценка диапазона коэффициента продуктивности сделана исходя из расчетных величин депрессии 1.5 МПа и диапазона дебитов 100 – 1000 м³/сут.

3.2. Фонтанная эксплуатация скважин

Учитывая весьма низкую депрессию, забойное давление будет мало отличаться от гидростатического. А значит, фонтанирование, практически, артезианское, будет возможно до высокой степени обводнённости продукции.

Для оценки возможностей фонтанной эксплуатации проделаны расчеты до минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом.

Расчеты проводились по методике ВНИИнефть с помощью пакета прикладных программ «FONTAN». Особенностью этой методики является широкий диапазон адекватности – от однофазного (только жидкость) до пылевого (поток газа с каплями жидкости) режима течения газожидкостного потока.

Если динамическое забойное давление, полученное в результате гидродинамических расчетов процессов фильтрации в пласте, превышает минимально необходимое, имеет место избыток энергии, который редуцируется в штуцере. В противном случае фонтанирование с заданными параметрами невозможно и необходима механизированная эксплуатация.

Расчеты проведены для объектов II, III и IV с лифтовыми колоннами, составленными из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а также с комбинированными колоннами 89х73, 102х89 и 114х102 мм по ГОСТ 633-80. Средний угол наклона ствола скважины от вертикали принят 30. В процессе расчетов выявлена возможность эффективной эксплуатации скважин фонтанным способом, поэтому проведены дополнительные расчеты для различных сочетаний диаметров НКТ с целью оптимизации лифта.

Расчеты проведены для значений устьевого (буферного) давления 1.2, 1.5 и 2 МПа и значений объемной обводненности продукции от 0.01 до 0.80. На данной стадии проектирования диапазон буферных давлений принят, исходя из распространенного в регионах Севера и Западной Сибири давления в сепараторах первой ступени 0.5-0.7 МПа и оценки возможных потерь в выкидных трубопроводах. По этим материалам на стадии проектирования обустройства можно обосновать выбор параметров участка скважина - ДНС системы сбора продукции с целью обеспечения, с одной стороны, оптимального соотношения возможной продолжительности фонтанной эксплуатации скважин, а с другой - надежного транспорта продукции до ДНС.

Основные результаты расчетов приведены на графиках рис. 3.1 - 3.6. В качестве основных параметров принято буферное давление 1.5 МПа и лифт 89х73мм. На графиках рис. 3.1 - 3.3 на примере скважин объекта II показано влияние на процесс фонтанирования буферного давления 1.2 - 1.5 - 2 МПа. На остальных графиках показан процесс при 1.5 МПа. На графике 3.4 показано влияние на процесс различных диаметров лифта при обводненности 0.7 и буферном давлении 1.5 МПа.

Рис. 3.1. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 1.2 Мпа

Рис. 3.2. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 1.5 Мпа

Рис.3.3. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, лифт 73 мм, давление на устье 2.0 МПа

Из этих данных следует, что, при принятой величине устьевого давления 1.5 МПа пластовая энергия, позволяет рассчитывать на фонтанирование скважин объектов II, III и IV с проектными дебитами до обводнённости порядка 0,70 д.ед. при обводнении скважин пластовой водой с плотностью 1089 кг/м3 (это объясняется близкими значениями их параметров). При обводнении пресной водой возможно фонтанирование до ещё большей обводнённости. Снижение буферного давления до 1.2 МПа повышает предельную обводненность примерно на 0.05 д.ед., а повышение до 2.0 МПа – снижает на 0.07 д.ед.

Рис.3.4. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект II-а глубина 1920 м, обводненность 0.70, давление на устье 1.5 МПа

Рис.3.5. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект III глубина 1730 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа

Рис.3.6. Характеристики фонтанирования, месторождение Южно-Шапкинское, объект IV глубина 1660 м, лифт 89x73 мм, давление на устье 1.5 МПа

Применение лифта диаметром 73 мм рекомендуется для дебитов до 100-150 м3/сут., 89х73 – до 250 м3/сут., 102х89 – до 400 м3/сут., 114х102 – более 300 м3/сут. Рекомендуемая длина верхней секции комбинированных лифтов – 1000 м.

Учитывая малые значения депрессии и потерь в лифте при оптимальном его размере, следует ожидать, что прекращение фонтанирования будет происходить быстро при достижении предельных значений обводненности.

Некоторые резервы для продления периода фонтанной эксплуатации имеются за счет снижения буферного давления путем понижения давления в сепараторах первой ступени до технологически допустимого значения и гидравлических потерь в трубопроводах от скважин до замерных установок (ЗУ) и от ЗУ до сепараторов, для чего их диаметры рекомендуется выбирать наибольшей возможной величины в пределах конструктивных и технологических ограничений.

Для обеспечения проектных дебитов скважин потребуется механизированная добыча нефти при более высокой обводненности на более поздней стадии разработки.

3.3. Механизированная эксплуатация скважин

Предварительно был проделан анализ возможности применения в условиях месторождения различных способов механизированной эксплуатации. Рассмотрены кроме традиционных, широко распространенных в России способов – электроцентробежные (УЭЦН) и штанговые  (ШГНУ) насосные установки а также газлифт – так и менее распространенные способы, как гидравлические - струйные (СНУ) и гидропоршневые (ГПНУ, насосы KOBE), винтовые (с погружными электродвигателями – УЭВНТ, а также с механическим приводом с поверхности - кавитационные, насосы Moineau) и диафрагменные (УЭДН) насосные установки (в скобках приводятся сокращенные и принятые в англоязычной литературе обозначения). Их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Насосные установки их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПРЕИМУЩЕСТВА

НЕДОСТАТКИ

1

2

3

Газлифт

Максимально широкий диапазон добывных возможностей (напор, дебит), гибкое регулирование, свободный доступ к пласту, дешевое скважинное оборудование, простота его смены канатным инструментом, любая кривизна скважин, работоспособен при высокой температуре, меньшая чувствительность к парафину, песку, коррозии, имеется большой опыт применения в России

Требуется источник рабочего агента (газа); дорогое наземное оборудование – трубопроводы; компрессорные станции; большие затраты энергии, особенно при высокой обводненности; неприменим при высоковязких нефтях.

Продолжение таблицы 3.2

1

2

3

Центробежные электронасосы,

(УЭЦН)

Высокая эффективность, высокие добывные возможности – напор, подача, низкие затраты на монтаж наземного оборудования, самый распространенный способ мех. добычи в России, возможен контроль давления продукции на приеме насоса и  температуры двигателя.

Высокая стоимость; небольшой срок службы при откачке абразивосодержащей продукции; для замены требуется ПРС; неприменим при высоких температуре, вязкости, чувствителен к содержанию песка, сероводорода и газа на приеме; требует ограничений по кривизне и наклону ствола скважины; ограниченные возможности регулирования; чрезвычайно сложен спуск приборов и инструментов ниже насоса

Штанговые насосы

(ШГНУ)

Простота оборудования

Невысокие добывные возможности; высокий износ в искривленных скважинах.

Винтовые насосы с погружным электродвигателем

(УЭВНТ)

Эффективен при откачке высоковязких нефтей, невысокая чувствительность к газу. УЭВНТ производятся и применяются в России

Ограничения по температуре, содержанию песка и H2S,

Диафрагменные насосы УЭДН

Эффективен при высоком содержании песка. УЭДН производятся и применяются в России

Ограничения по производительности и температуре.

Гидравлические насосы

Простота смены насоса без ПРС, нечувствительность к кривизне ствола и глубине установки, возможность управления свойствами продукции за счет смешения с соответствующей рабочей жидкостью – маловязкая нефть, горячая вода, растворы ингибиторов и деэмульгаторов

Незначительное распространение в России.

в том числе ГПНУ

Высокий напор насосов, гибкое регулирование подачи, высокая эффективность.

Высокая стоимость оборудования, чувствительность к содержанию газа,

в том числе СНУ

Меньшая чувствительность к содержанию газа и песка, менее дорогое оборудование

Ограниченный напор, повышенный расход энергии, менее широкие возможности регулирования

Высокие значения проектных дебитов оставляют для реального рассмотрения только два технически возможных способа - УЭЦН и газлифт. Хотя принципиально возможно также применение гидравлических насосных установок, особенно СНУ, однако, их специфические преимущества не будут использованы.

При проектных параметрах напор скважинных установок с учетом необходимости освоения скважин после КРС-ПРС не должен быть выше 500-600 м.

Поскольку Заказчиком принята при разработке месторождения концепция закачки попутного газа в газовую залежь, на площадке будут иметься значительные компрессорные мощности и большие ресурсы газа высокого давления. К моменту массового перехода скважин на механизированную эксплуатацию добыча нефти, попутного газа и, соответственно, объемы его закачки значительно снизятся, по сравнению с пиковыми значениями. Следовательно, высвободятся значительные компрессорные ресурсы. Это позволяет рекомендовать в качестве основного способа механизированной эксплуатации газлифт.

При этом также учитывалось, что газлифтные скважины требуют в несколько раз меньших затрат на подземный ремонт и имеют, по сравнению с насосными, значительно большие МРП, коэффициенты эксплуатации и использования фонда особенно в условиях Западной Сибири и Севера России.

Давление в системе закачки газа в пласт должно быть не менее 20 МПа, что существенно превышает необходимое давление для запуска газлифтных скважин даже без пусковых клапанов, а рабочие клапаны можно размещать максимально близко к забою, насколько это позволяет техническое состояние скважины. Поэтому в расчетах принято давление ввода газа в скважину 19 МПа.

Учитывая высказанные выше соображения, напор, который потребуется создать газлифтной системой в скважинах, будет небольшим, а удельный расход рабочего агента - невысоким. Для определения удельных расходов рабочего агента проделаны расчёты по методике ВНИИнефть на примере скважин объекта II. Следует иметь в виду, что в результате расчётов получается “чистый” удельный расход газа - при соблюдении в эксплуатации всех заложенных в расчет условий - пластовое, буферное и забойное давления, отсутствие отложений на стенках лифта, расположение пусковых и рабочего клапана и т.п.; реальный расход за счёт неизбежных отклонений обычно бывает выше на 20 - 30%.

Как показывают результаты расчётов (рис. 3.7), при обводнённости продукции 0.90, дебите порядка 400-700 м3/сутки и давлении рабочего агента на устье 19.0 МПа расчетная величина «рабочего» удельного расхода, будет порядка 22 ст.м33, а при обводненности 0.80 - 13 ст.м33.

Рис.3.7. Характеристики газлифта месторождение, Южно-Шапкинское, объект II-а, глубина 1920 м, лифт 114х7 мм, давление газа 19 МПа, давление на устье 1.5 МПа, забойное давление 18.5 МПа.

Глубина расположения рабочего клапана 1840 м по вертикали.

При организации эксплуатации месторождения следует с самого начала при заканчивании скважин спускать в них скважинные камеры (мандрели) и в начальный период, при освоении, если потребуется, использовать газлифт, как способ очистки призабойной зоны путем кратковременного создания высоких депрессий. В период фонтанной добычи в камерах должны стоять циркуляционные клапаны, заменяемые при переходе к газлифтной добыче пусковыми и рабочими с помощью канатного инструмента. Соответствующее оборудование выпускается фирмами “OTIS”, “CAMKO”, “BACKER” (США) и другими.

Качество рабочего агента, после подготовки на компрессорной станции в соответствии с параметрами, принятыми при закачке в пласт, вполне удовлетворяет требованиям газлифта.

Если допустимые ресурсы газа будут недостаточными и возникнет дефицит рабочего агента, вполне возможно применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Результаты предварительных расчетов по ППП “Спинакер” показывают, что возможно использование установок серии УЭЦНМ6, предназначенных для скважин с обсадной колонной диаметром не менее 168 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм). Вследствие небольшой глубины залегания пластов и относительно высоких проектных забойных давлений глубины спуска насосов должны быть небольшими – до 1500 м и применение газосепаратора типа МНГ или аналогичных не предполагается.

В настоящее время номенклатура электроцентробежных насосов этой серии, выпускаемых предприятиями «Борец» и «Алнас» позволяет использовать их в скважинах с дебитами до 1250 м3/сут. Возможно также применение насосных установок серий 400, 540 зарубежных фирм – «REDA», «CENTRILIFT» а также «ESP» и «ODI», обладающих большей надежностью, что немаловажно в условиях месторождения.

В установках ЭЦН желательно, по крайней мере, на начальной стадии эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля за параметрами работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины. Такие установки выпускаются Российскими и зарубежными предприятиями по заказу.

Учитывая большую кривизну скважин, рекомендуется конструкция их с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм (65/8”) до глубины спуска установок. Для наиболее высокодебитных зон рекомендуются эксплуатационные колонны 7”.

Желательно, по крайней мере, на начальной стадии насосной эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля параметров работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины, заранее известным недостаточно точно. Такие установки выпускаются Российскими предприятиями по заказу.

Термобарические условия в скважинах не предполагают осложнений при электронасосной эксплуатации, хотя может потребоваться использование кабельной линии повышенной теплостойкости, особенно, кабельных удлинителей.

Техническое обслуживание и ремонт электронасосного оборудования должны осуществляться с использованием существующей системой эксплуатации УЭЦН в регионе на хорошо оснащенных ЦБПО, где имеется опытный персонал.

Скважинное оборудование для газлифта должно включать:

  •  насосно-компрессорные трубы диаметром 89, 102 или 114 мм (ГОСТ 633-80) ,
  •  комплект пакера-отсекателя,
  •  скважинные камеры для пускового, рабочего, а также для циркуляционного и инжекционного клапанов,
  •  фонтанную арматуру на рабочее давление 35 МПа с проходом 100 мм по стволу и не менее 76 мм по боковым отводам с дистанционным гидравлическим управлением.

Материальное исполнение должно соответствовать наличию коррозионных агентов.

Для скважин, оборудованных электронасосами, рекомендуется применять следующее оборудование:

  •  устьевая арматура МАУС, производства ОАО «Тюменские моторостроители», отличающаяся принципиальной технической новизной и рядом преимуществ по сравнению с традиционно применяемой арматурой типа АФК;
  •  насосно-компрессорные трубы диаметром 73 и 89 мм (ГОСТ 633-80).

Материальное исполнение узлов насосных установок должно соответствовать условиям в скважинах по содержанию в продукции коррозионных и абразивных примесей.

Для уменьшения вредного влияния на призабойную зону пласта задавочной жидкости, используемой при подземных ремонтах, желательно применять под скважинным насосом пакер-отсекатель, перекрывающий ствол скважины при увеличении динамического давления над ним. Это обеспечит безопасность работы при подземном ремонте и быстрый вывод скважины на установившийся режим после ремонта.


3.3 Расчет экономической эффективности перехода на механизированную добычу (УЭЦН) на Южно-Шапкинском месторождении

Основная формула для расчета эффективности внедряемого новшества:

Э=(А1С1)+(АН) – (А2С2) –К,

где Э – эффективность от внедрения новшества;

А1 – добыча нефти в тоннах до внедрения новшества;

С1 – себестоимость 1 тонны нефти в рублях «до»;

А – дополнительный объем добычи нефти в тоннах как следствие внедрения новшества;

Н – нормативный коэффициент (договорная цена реализации 1 тонны нефти в рублях);

А2 – объем добычи нефти после внедрения новшества;

С2 – себестоимость 1 тонны нефти «после»;

К – капитальные вложения (эксплуатационные затраты) связанные с внедрением новшества.

Исходные данные для расчёта:

На предприятии ЗАО «СеверТЭК» из действующего фонда добывающих скважин (33), на 01.01.2005 г. требовалось произвести капитальный ремонт 6 скважин (№№ 1, 3, 11, 23, 102, 105). Такая необходимость обусловлена низким дебитом скважин. Для увеличения производительности, скважины были оборудованы электроцентробежными насосами (УЭЦН). Работы велись 2 месяца. В работу было включено 8 человек (6 рабочих и 2 мастера). Работы были закончены 13.03.2005 г. Среднемесячная зарплата 1 рабочего – 17800 рублей, заработная плата 1 мастера – 33200 рублей. Оборудования было закуплено на 1625000 рублей. Начисления на заработную плату составили 40,8 %. Услуги транспорта и спецтехники составили 83 % от фонда заработной платы. Цеховые расходы составили 17 % от фонда заработной платы. Себестоимость 1 тонны нефти «до» равна 1440,5 рублей, в т.ч. условно-переменные расходы 576 рубля и условно-переменные 864,5 рубля. Цена реализация 1 тонны нефти равна 4500 рублей.


  1.  Определяем V прироста добычи нефти в тоннах (А)

Номера скважин

Суточный дебит 1 скважины в т. «до»

Суточный дебит 1 скважины в т. «после»

+/–

разница

Дни работы скважины

Прирост добычи нефти в т.

1

8,3

111

102,7

109

11194,3

3

17,2

103

85,8

109

9352,2

11

15,0

97

82

109

8938

23

21,3

121

99,7

109

10867,3

102

20,6

125

104,4

109

11379,6

105

15,3

86

70,7

109

7706,3

Итого:

97,7

643

545,3

654

356626,2

  1.  Определяем абсолютный прирост добычи нефти «после» (А2)

А2=257000+356626,2=613626,2 т. (239%)

  1.  Определяем себестоимость 1 т. нефти «после» (С2)
    1.  Определяем абсолютную сумму расходов «до»

2570001440,5=370.208.500 рублей т.ч.

условно-переменные расходы

257000576=148.083.400 рублей;

условно-постоянные расходы

257000864,5=222.176.500 рублей;

  1.  Корректируем условно-переменные расходы в связи с приростом добычи нефти

рублей;

  1.  Определяем абсолютную сумму расходов «после»

353.919.326+222.176.500=576.095.826 рублей;

  1.  Определяем себестоимость 1 т. нефти «после» (С2)

576095826613626,2=939 рублей за 1 тонну

  1.  Определяем доходы от реализации дополнительно полученной нефти

356626,24500=1.604.817.900 рублей;

  1.  Определяем расходы связанные с внедрением новшества
    1.  Заработная плата

6 рабочих2 месяца17800=213600 рублей;

2 мастера2 месяца33200=132800 рублей;

Итого: 346400 рублей.

  1.  Начисления на заработную плату

40,8%346400=141331,2 рубля;

  1.  Стоимость материалов и оборудования

1625000 рублей;

  1.  Услуги транспорта и спецтехники

83%346400=287512 рублей;

  1.  Цеховые расходы

17%346400=58888 рубля;

Итого: 2459131,2 рубля (К);

  1.  Определяем экономическую эффективность от внедрения новшества

Э=(2570001440,5)+( 356626,24500) – (613626,2939) –2459131,2=1.396.372.267 рублей.

  1.  Окупаемость предприятия
    1.  Определяем среднемесячную эффективность

1.396.372.26712=116364355 рублей.

  1.  Окупаемость мероприятия

2459131,2116364355=2 месяца.

  1.  
    ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Исследования и расчёты показывают, что наибольшей коммерческой эффективностью на начальной стадии разработки Южно-Шапкинского месторождения обладает фонтанная добыча нефти. К основным достоинствам фонтанной добычи следует отнести малую себестоимость добываемой нефти, которая достигается за счёт незначительных расходов на обслуживание оборудования скважины. Геологические и продуктивные особенности пласта Южно-Шапкинского месторождения позволяют производить добычу нефти даже при высоких показателях обводнённости.

На более поздней стадии разработки для обеспечения проектных дебитов скважин потребуется механизированная добыча нефти при более высокой обводненности. Самым подходящим способом является добыча электроцентробежными насосами.

Приведенный расчет коммерческой эффективности показывает высокие показатели. При сравнительно небольших затратах на модернизацию оборудования достигаются дебиты нефти на порядок выше дебитов получаемых при фонтанной эксплуатации.


ПРИЛОЖЕНИЯ


Приложение 1

ОРГАНИЗАЦИОННО-УПРАВЛЕНЧЕСКАЯ СТРУКТУРА  ЗАО «СЕВЕРТЭК»

на 1 января 2004 года


Генеральный директор

Технический директор

Финансовый директор

Директор корпоративных

служб

Директор по маркетингу

Юридический

отдел

Зам.технического директора по строительству и проектированию

Отдел строительства

Проектный отдел

Зам. технического директора по бурению, КРС и недрам

тдел бурения и КРС

Главный  геолог

Цех  КПРС

Зам. технического директора по добыче

Отдел  добычи

Отдел главного энергетика

Отдел главного механика

Отдел метрологии и автоматизации производства

Нефтеuгазопромысел

Зам. технического директора по промышленной безопасности, охране труда и охране окружающей среды

Отдел промышленной безопасности, охраны труда и чрезвычайных ситуаций

Отдел охраны окружающей среды и природопользования

Обособленное предприятие в г. Москве

Главный бухгалтер

Бухгалтерия

Главный экономист

Экономический отдел

Отдел труда и заработной платы

Финансовый отдел

Менеджер корпоративных служб

Служба материально-технического обеспечения

Складское хозяйство

Отдел закупок

Отдел  информационных  технологий  и связи

Отдел кадров

Отдел документационного обеспечения управления

Переводчики

Координатор о в НАО

Инженер по спецработе

Районная инженерно-технологическая служба   

Отдел разработки

Геологический отдел

Служба главного маркшейдера