Организационно-экономическая характеристика предприятия

Из 1160 скважин действующего фонда девонские залежи эксплуатируются 53 скважинами (4,6 %), карбонатные отложения  нижнего карбона 251 скважинами (21,6 %), терригенные отложения нижнего карбона 641 скважинами (55,2 %), 213 скважин эксплуатируются на карбонатные отложения среднего карбона (18,4 %) и 2 скважины – на данково-лебедянские отложения (0,2 %).

Эксплуатационное бурение в отчетном году проводилось на Аксубаево-Мокшинском, Бурейкинском, Кутушском, Нижне-Нурлатском, Южно-Нурлатском месторождениях.

На баланс НГДУ «Нурлатнефть» принято 47 эксплуатационных скважин:  19 скважин - Аксубаево-Мокшинском месторождения; 5 скважин -Нижне-Нурлатского; 9 скважин - Южно-Нурлатского; 7 скважин -Бурейкинского месторождения; 7 скважин - Кутушского месторождения.

В отчетном году на Нижне-Нурлатском месторождении при плане 3 скважин  пробурено 5 и все скважины приняты на баланс НГДУ (скважины добывающие).

На Южно-Нурлатском месторождении  в отчетном году при плане 10 скважин  пробурено 9 на бобриковские отложения.

В отчетном году на Мокшинском участке Аксубаево-Мокшинского месторождения  при плане 20 пробуренно 19 скважин. На баланс НГДУ при плане 20 принято 19 скважин, все скважины добывающие. 9 скважин пробурены на тульско-бобриковские отложения, бурение 10 скважин проводилось двухстадийным строительством с оставлением открытого ствола в башкирском ярусе.

На Кутушском месторождении  при плане 6 скважин пробурено 7 скважин (5– на бобриковские отложения; 2 – на отложения среднего карбона с дебитом нефти 2,3 м³/с). Все 7 скважин приняты на баланс НГДУ.

На Аксубаево-Мокшинском месторождении в отчетном году при  плане 6 скважин пробурено 7 на бобриковские отложения. Все пробуренные скважины приняты на баланс НГДУ, скважины добывающие. В результате опробования бобриковского горизонта получили нефть дебитом в скважинах 5,3 м³/сут.

Поисково-разведочное  бурение на территории деятельности НГДУ «Нурлатнефть» в 2003 году проводилось в пределах разведочных зон Степноозерского (2 скважины), Черемшано-Бастрыкского (5 скважин), Нижне-Нурлатского месторождения и Южно-Нурлатского месторождения (по 1 скважине).

Все 1160 скважин действующего фонда работают с водой. Распределение скважин по степени обводненности приводится в табл. 1.2 и по способам эксплуатации (табл. 1.3).

Таблица 1.2

Распределение скважин  по степени обводненности

Интервал обводнения	Кол-во скважин	% к действ.фонду
До 2%
От 2% до 20%	140	12,1
От 20% до 50%	520	44,8
От 50% до 90%	304	26,2
От 90% и выше	196	16,9
Безводные
ВСЕГО	1160	100

 

Таблица 1.3

Распределение скважин  по способам эксплуатации

Способ эксплуатации	Количество скважин	% к действ.фонду
Фонтанные
ЭЦН	9	0,8
ЭВН	63	5,4
ШГН	1088	93,8

 

В течение года при плане 5, из глубокого  бездействия введены 11 скважин  со средним дебитом нефти и жидкости соответственно 4,6 т/сут и 7,3 т/сут., по которым добыто 7,711 тыс.т. нефти, что  на 6,471 тыс.т. выше запланированной.

Масштабы применения способов эксплуатации необходимо оценивать по количеству добываемой продукции из скважин (нефти или жидкости) и по количеству скважин, оборудованных под тот или иной способ.

1.3 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

 

В отчетном году в НГДУ продолжались работы по совершенствованию системы разработки по извлечению трудноизвлекаемых запасов гидродинамическими и физико-химическими методами.

Методами регулирования  разработки и повышения нефтеотдачи  пластов в 2003 году дополнительно  добыто 617,4 тыс.т. нефти (98,0 % к плану.) или 32,9% от всей добычи НГДУ, в том числе, 194,8 тыс.т.- за счет гидродинамических (план - 210 тыс.т) и 422,6 тыс.т - за счет физико-химических (план - 420,0 тыс.т) методов. План дополнительной добычи по данным методам выполнен соответственно на 92,8 % и на 100,6 %.

На Бурейкинском, Нурлатском и Ивашкино-Мало-Сульчинском месторождениях продолжались работы по закачке сшитых полимерных систем. За счет СПС дополнительно  добыто 86,8 тыс.т. нефти.

За счет пробуренных горизонтальных скважин в отчетном году дополнительно добыто 40,5 тыс.т нефти, а с начала проведения мероприятия тыс. т.

Кроме выше отмеченных методов  воздействия на пласт за счет применения в 2000-2003 г.г. всех модификаций полимерно-дисперсных систем на Ильмовском, Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском месторождениях позволило дополнительно добыть 12,7 тыс.т. В 2003 г. продолжались работы по воздействию композицией щелочного стока производства капралактама с гелеобразующими компонентами (ЩСПК+ГОК). Данный метод проводился на бобриковской залежи Вишнево-Полянского месторождения. При этом дополнительная добыча нефти составила 27,454 тыс.т.

В целях ограничения  отбора попутной воды на объектах НГДУ получили применение следующие методы увеличения нефтеотдачи пластов: закачка ДНПХ-8700 (доп. добыча нефти – 5 тыс.т); кремнийорганическое соединение (доп. добыча – 8,2 тыс.т); электровоздействие силовыми полями (доп. обыча – 25,2 тыс.т); НБП (доп.добыча – 7,4 тыс.т); РМД (доп.добыча – 8,1 тыс.т); ВУС (доп.добыча - 3,5 тыс.т).

Выполнение плана по дополнительной добыче нефти от методов ПНП приводится в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Выполнение плана по добыче нефти за счет МУН

№№ п/п	Наименование метода	2003г.		% выпол. Плана
		план	факт
1	Гидродинамические	210	194,83	92,8
2	Физико-химические	420	422,57	100,6
2.1	Закачка СПС	93,95	86,79	92,4
2.2	Полимерное воздействие (в т.ч.ВНП)	0,76	1,03	135,9
2.3	ПДС (в т.ч. МПДС, ПДС+ГОК)	19,84	14,86	74,9
2.4.	ОЭЦ (ПАА+ОЭЦ)	14,51	8,24	56,8
2.5	Кремний-орг.соединения + НС1	22,18	8,21	37,0
2.6	ВУС	6,34	4,19	66,1
2.7	РМД-1	13,72	8,06	58,7
2.8.	ДНПХ-8700	8,76	4,99	56,9
2.7	ЩСПК+ГОК	24,38	27,45	112,6
2.8.	НБП	6,75	7,44	110,3
2.9.	КПАС	7,16	11,27	157,4
2.10.	СКРИД	1,86	5,29	283,8
2.11.	ДН-9010	11,24	10,51	93,5
2,12.	НСКВ (ГСКВ)	21,2	24,19	114,1
2.13.	СНПХ-9030	1,03	5,15	500,0
2.13.	Электровоздействие	9,13	25,24	276,6
2.13.	Газоразрыв пласта (ТИС-1)	10,41	10,34	99,4
2.14.	Дилатационное волновое воздействие	17,73	25,43	143,4
2.15.	УДВ (насос Лыкова)	2,22	5,44	245,2
2.16.	Бурение боковых стволов	1,65	4,34	262,8
2.17.	Горизонтальное бурение	34,9	40,55	116,2
2.18.	Прочие методы	90,31	83,59	92,6
	ВСЕГО	630	617,4	98,0

 

Как видно из табл. 1.4, по многим методам  ПНП плановые показатели были превышены  в 5 раз (СНПХ-9030), более чем в 2 раза (Электровоздействие, СКРИД, Бурение боковых стволов, УДВ), выше нормы (Горизонтальное бурение, Дилатационное волновое воздействие, НСКВ (ГСКВ), КПАС, ЩСПК+ГОК, НБП, Полимерное воздействие). Не выполнение плановых заданий произошло из-за не выполнения заданий по гидродинамическим методам.

 

Глава 2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

 

2.1 Организационная структура НГДУ «Нурлатнефть»

Организационная структура  НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» представлена в приложении 1.

В составе НГДУ «Нурлатнефть» находятся 22 структурных подразделения, такие как:

- цех по добыче нефти и газа – осуществляет эксплуатацию нефтяных скважин;

- цех по поддержанию пластового давления – осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов.

- цех по подготовки и перекачки нефти – осуществляет подготовку добытой ЦДНГ нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;

- цех капитального и подземного ремонта скважин – осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин;

Руководство и координацию  деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.

Предприятие реализует  свою продукцию по ценам и тарифам, которые устанавливаются самостоятельно или на договорной основе, а в  случаях, предусмотренных законодательными актами России, - по государственным  ценам и тарифам. В расчетах с зарубежными партнерами применяются контрактные цены, формирующиеся согласно условиям и ценам мирового рынка.

Производственным подразделением НГДУ, осуществляющим управление технологическим  процессом добычи нефти и газа в закрепленном за ним районе, является цех по добыче нефти и газа (нефтепромысел). Основной задачей цеха является обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений, залежей или части их в соответствии с технологическим проектом разработки (соблюдение утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов) и выполнение плановых заданий по добыче нефти, устанавливаемых цеху в соответствии с утвержденным НГДУ планом, при соблюдении утвержденных технологических режимов работы скважин и других производственных объектов.

Планирование и учет цеховых расходов, а также показателей  по труду и заработной плате осуществляется централизованно аппаратом НГДУ.

Цех состоит из бригад по добыче нефти и газа, возглавляемых  мастерами. Количество бригад устанавливается руководством объединения, исходя из условий и объема работы, возложенной на цех. Как правило, одна бригада обслуживает 80-100 скважин. В отдельных случаях, учитывая расположение скважин, рельеф местности и другие условия работы, допускается обслуживание одной бригадой меньшего количества скважин.

За цехом закрепляются для обслуживания и сохранения нефтяные, газовые и другие скважины (кроме  нагнетательных), сооружения и коммуникации, непосредственно связанные с  технологией добычи и внутри промыслового сбора нефти и газа (нефтяные емкости, не относящиеся к товарному парку, внутри промысловые нефтепроводы и газопроводы), производственные, бытовые и административные здания, а также основные фонды, предназначенные для культурно-бытового обслуживания работников цеха.

Все подземное и наземное оборудование скважин и технологические  установки, непосредственно связанные  с добычей и внутри промысловым  сбором нефти и газа, а также  ремонтом скважин, закрепляются за базой  производственного обслуживания НГДУ, центральными базами производственного обслуживания по ремонту и прокату нефтепромыслового оборудования, ремонту и прокату УЭЦН и передаются цеху в пользование.

Обеспечение цеха материально-техническими ресурсами, транспортными средствами, спецтехникой и связью возлагается на специализированные подразделения объединения и нефтегазодобывающего управления.

Осуществление всех видов  ремонта и профилактического  обслуживания скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций, используемых цехом, возлагается на базу производственного обслуживания (БПО), другие специализированные службы НГДУ. Указанные работы выполняются, как правило, закрепленными за цехом бригадами и звеньями, которые при этом оперативно подчиняются руководству цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2.1. Организационная  структура НГДУ «Нурлатнефть» ОАО  «Татнефть»

 

 

Проведение промыслово-гидродинамических  и геофизических исследований в  скважинах, закрепленных за цехом, возлагается  на промыслово-геофизические конторы  и ЦНИПР.

Перекачка и подготовка нефти и газа, добываемых цехом, возлагается на цех подготовки и перекачке нефти  (ЦППН) и  газокомпрессорный (газовый) цех НГДУ ил Управление по внутри промысловому сбору и использованию попутного нефтяного газа.