Отчет по практике: Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения

Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения

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.

.2 Текущее состояние разработки месторождений

В НГДУ «Альметьевнефть» по состоянию на 1.01.2013 года в промышленной разработке находятся два нефтяных месторождения:

1)   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).

2)   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