Планирование научно-технического развития предприятия НГДУ "Ямашнефть"

Верхнепермский   отдел подразделяется на уфимский и казанский ярусы, которые представлены переслаиванием  терригенных и карбонатных пород с небольшими прослоями  мергелей. Общая толщина  верхнепермского отдела может достигать 200 м.

Неогеновая система. Распространение отложений неогена связано с развитием древних доплиоценовых долин, которые выполнены глинами с прослоями песков и гравия.   

Отложения  залегают на размытой поверхности пермской системы. Общая толщина их достигает 150-180 м [16].

Четвертичная система. Отложения системы представлены суглинками, супесями, иногда с включениями щебенки, известняков и песчаников. Толщина системы колеблется от 0 до 20 м.

Структурные планы по отложениям турнейского яруса, бобриковского, тульского, алексинского горизонтов нижнего карбона  и башкирского  яруса, верейского,каширского горизонтов среднего карбона совпадают. По отложениям  нижнего карбона структуры четко выражены  и  разделены  неглубокими прогибами. Структуры отложений среднего  карбона  подвержены незначительному сглаживанию.

Таким образом, для всех месторождений характерно сложные геологическое строение, неоднородность, связанное с большим количеством залежей (около 302) и объектов разработки. Производственная деятельность НГДУ «Ямашнефть» ориентирована на добычу высоковязких нефтей.

С начала разработки по НГДУ отобрано нефти 47,4% от НИЗ, с учетом высоковязких нефтей - 41,6%; по терригенным коллекторам - 69,3 %, с учетом высоковязких нефтей - 53,1%; по карбонатным коллекторам - 29%.

Более 40% отобрано от НИЗ по Сиреневскому - 54,9%, с учетом высоковязких нефтей - 41,2%; Ямашинскому - 52%, с учетом высоковязких нефтей – 52%; Архангельскому - 43,3%, с учетом высоковязких нефтей - 39,4%; Шегурчинскому - 42,4%, с учетом высоковязких нефтей - 42,2%; Ерсубайкинскому - 43,1%, с учетом высоковязких нефтей – 43,1 %; Тюгеевскому - 43,3%, с учетом высоковязких нефтей – 43,3 %.

По карбонатным отложениям отбор от НИЗ месторождения составляет 56,9% на Ерсубайкинском.

По терригенным коллекторам распределение добычи нефти от НИЗ месторождения составляет более 60%, максимальное значение достигнуто на Архангельском месторождении - 80,1%, в том числе с учетом высоковязких нефтей - 65,9%; Сиреневском - 69,6%, с учетом высоковязких нефтей - 41,4%; Шегурчинском - 63,7%, с учетом высоко вязких нефтей - 62,8%; Тюгеевском - 70,3%,  с учетом высоковязких нефтей 70,3 %;  Ямашинском - 92,6%, с учетом высоковязких нефтей 92,6 %.В приложении 1 представлено распределение  добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам [9].

Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по НГДУ составляет 0,127 (проектный - 0,269), с учетом высоковязких нефтей - 0,115 (проектный - 0,276); по терригенным коллекторам - 0,274 (проектный - 0,395), с учетом высоковязких нефтей - 0,203 (проектный - 0,383); по карбонатным - 0,061 (проектный - 0,211). Текущий КИН более 0,127 и с учетом высоковязких нефтей - 0,115 достигнут на: Архангельском - 0,133, с учетом высоковязких нефтей - 0,123; Ерсубайкинском - 0,149; Сиреневском - 0,152, с учетом высоковязких нефтей -0,121.

За 2010 год по НГДУ «Ямашнефть» было добыто 1614567 т. нефти, что составляет 102,2% к нормам. Нормы отбора выполнены по всем месторождениям.  Наибольший процент от всей добычи НГДУ приходится на Архангельское - 20,5%; Ерсубайкинское - 19,7%; Шегурчинское - 15,7%; Ямашинское - 14,2% месторождения.

В целях поддержания пластового давления в 2010 году было закачено 2113345 м3 воды. Не выполнение норм закачки на Березовском месторождении связано с вводом новых скважин после бурения и изменения циклики в 2010 году.

Анализируя эксплуатационный фонд скважин НГДУ «Ямашнефть», можно отметить, что на 1.01.10 г. общий фонд скважин  составил 2038 скважины. Распределение фонда приведено в приложении 2.

Из таблицы 1.2 можно сделать вывод, что эксплуатационный фонд увеличился на 27 скважины и составил 2038 скважин. За 2010 год в эксплуатационный фонд принято 27 скважин  из бурения (все пущены в эксплуатацию[9].

В бездействующем фонде  на 2010 г. приходится  45 скважин, что на 13 скважин больше, чем в 2009 году, и составляет 2,75 % к эксплуатационному фонду.

На 1.01.10г. нагнетательный фонд составляет 375 скважин, что на 6 скважин больше, чем на 1.01.09 г.  В бездействии находятся 5 скважин.

В консервации на 1.01.01 г. находится 131 скважина, что на 6 скважин меньше чем в 2009 г [9]. 

Пьезометрический фонд уменьшился на 12 скважин и составил на 1.01.10 г. 200 скважин.

Добыча нефти по категориям и способам эксплуатации приведены в приложении 3. 

Из таблицы видно, что добыча нефти насосами в 2010 году выросла по сравнению с 2009 годом на 31264 тонны или 2%  и составила 1590864 тонн, т.ч. добыча нефти ШГН выросла на 2,1% и составила 1563940 тонн, добыча нефти ЭЦН увеличилась на 4% и составила 226924 тонн [3].

Говоря о перспективах добычи нефти, необходимо ясно представлять текущее состояние запасов. Нельзя забывать, что основной проблемой нефтедобывающих предприятий, сегодня, является качественное ухудшение сырьевой базы и отставание прироста запасов углеводородов от объемов их добычи.Оценивая перспективы добычи нефти по НГДУ «Ямашнефть» до 2015 года можно говорить об увеличении объемов. На рисунке 2.1. приведена прогнозная добыча нефти по месторождениям НГДУ «Ямашнефть» до 2015 года [3].

Наиболее оптимальная положительная тенденция прослеживается не для всех месторождений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис 1.1. Добыча нефти по месторождениям НГДУ «Ямашнефть» до 2015 года

Рост добычи – Березовское, Красногорское, Ерсубайкинское и Екатериновское месторождения. Рост добычи нефти достигается за счет открытия новых месторождений и залежей нефти в пределах разрабатываемых площадей, внедрения новых технологий воздействия на продуктивные пласты: гидравлический разрыв пласта (ГРП), глубокопроникающая перфорация, работы с бездействующим фондом скважин; совершенствования системы заводнения на месторождениях с длительной историей разработки и реализации мер по поддержанию пластового давления на новых объектах;

Стабилизация добычи – Шегурчинское, Сиреневское, Тюгеевское и Ямашинское месторождения.

Она достигается за счет широкого внедрения геолого-технических мероприятий по действующему фонду (водоизоляционные работы, интенсификация притока, бурение горизонтальных стволов, гидроразрыв пластов, соляно-кислотный разрыв, оптимизация работы насосного оборудования, внедрение методов ПНП); ввода в разработку залежей, находящихся в консервации, где особое место занимает организация круглогодичной разработки залежей с высоковязкой нефтью; наращивания фонда скважин за счет реанимации ранее ликвидированных скважин путем зарезки вторых стволов и бурения новых скважин; применения прогрессивного оборудования в области добычи;

Таким образом, на сегодняшний день месторождения НГДУ «Ямашнефть» характеризуются неравномерностью выработки запасов, возрастанием доли трудноизвлекаемых запасов, и необходимостью применения современных технологий сокращения энергетических ресурсов при разработке нефтяных месторождений.

 

 

 

1.3.  Организационная структура предприятия

 

НГДУ «Ямашнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании положения об НГДУ. В Приложении 4 представлена организационная структура НГДУ «Ямашнефть».

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, структурах и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть» и вышестоящими органами, исходя из объема и условий работы. Распределение обязанностей между инженерно-техническими работниками 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 по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по кап. строительству, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника по сервису и главный бухгалтер.

Служба главного геолога:

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Отдел разработки (ОР) - организует внедрение технологических схем и проектов разработки, осуществляет  методическое руководство технологическими группами цехов добычи нефти, группой разработки ЦНИПР.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

Служба заместителя начальника НГДУ по капитальному строительству:

Отдел капитального строительства (ОКС) – разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, контроль за ходом строительства сооружаемых объектов, координация работ ремонтно-строительного цеха.

Проектно-сметное отдел (ПСО) – разработка проектно-сметной документации для строительства.

Служба первого заместителя начальника НГДУ главного инженера:

ТОДН - технологический отдел по добыче нефти, главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача – обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) осуществляет технологический процесс закачки жидкости в пласт на месторождениях НГДУ. Главная задача – обеспечение бесперебойной закачки технологической жидкости в пласт в соответствии с утверждённым планом.

Цех перекачки и подготовки нефти (ЦППН) осуществляет обеспечение бесперебойной перекачки и подготовки кондиционной нефти и сдачи её в «Транснефть».

Служба заместителя начальника НГДУ по сервису:

ОPC - отдел ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонта, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ОСС- отдел строительства скважин, осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

Цех подземного ремонта скважин (ЦПPC) производит своевременный и качественный ремонт скважин с целью обеспечения их бесперебойной работы, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытывает новые образцы глубинного оборудования в скважинах, осуществляет ремонт и ревизию штанг, насосно-компрессорных труб, штанговых глубинных насосов, электромеханического оборудования.

Отдел материально-технического снабжения и комплектации оборудования  (ОМТСиКО) обеспечивает подразделения предприятия необходимыми материальными ресурсами и оборудованием.

Служба заместителя начальника НГДУ по экономическим вопросам:

Экономический отдел (ЭО) организует планово-экономическую работу предприятия, анализ, прогнозирование экономической деятельности в области добычи нефти.

Отдел труда и заработной платы (ОТиЗ) занимается  организацией труда и заработной платы, технического нормирования и материального стимулирования.

При рассмотрении структуры НГДУ «Ямашнефть» становится очевидным ее принадлежность к иерархическому типу структуры управления, или линейно-функциональному. Структура НГДУ относится к «шахтному» принципу построения  и специализации управленческого процесса по функциональным подсистемам организации (производство, исследования и разработки, финансы и персонал и прочие). По каждой из них формируется иерархия служб, пронизывающая сверху донизу всю организацию.

 

1.4. Анализ динамики технико-экономических  показателей предприятия

 

Технико-экономические показатели - система измерителей, характеризующая материально-производственную базу предприятий (производственных объединений) и комплексное использование ресурсов.

Технико-экономические показатели отражают результаты хозяйственной деятельности организации, сравнение данных показателей с предыдущими годами, а также по плану и факту показывает эффективность работы предприятия. Технико-экономические показатели работы НГДУ «Ямашнефть» за 2009-2010 годы представлены в приложении 5.

Первым и наиболее важным показателем работы всего НГДУ является добыча нефти. В 2010 году добыча нефти НГДУ «Ямашнефть» составила 1614,5  т.т., что по сравнению с 2009 годом больше на 18,5 т.т. Увеличение добычи нефти произошло за счет использования гидродинамических и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Как видно из таблицы эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2010 г. составил 2038 скважины, что на 27 скважин больше, чем в 2009 году.