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

Все скважины подключены к системе газосбора. В отчетном году из продуктивных пластов извлечено 188,793 млн. м3 газа. С начала разработки добыто 33033,384 млн. м3 газа, в том числе 32982,507 млн.м3 - по Ромашкинскому месторождению, 50,877 млн.м3 - по Бухарскому месторождению.

Для компенсации отбора жидкости в отчетном году в продуктивные пласты было закачано 21535,106 тыс. м3 технологической жидкости, в том числе 14614,248 тыс. м3 сточных вод и 2728,923 тыс. м3 пластовых. В 2012 году общая закачка уменьшилась на 595,255 тыс. м3 по сравнению с уровнем 2011 года.

Уменьшился отбор жидкости и добыча попутной воды на 604,653 тыс. т по сравнению с 2011 годом.

В отчетном году обводненность добываемой продукции составила 78,4%.

1.3 Характеристика состояния фонда скважин и способов эксплуатации

Пробуренный фонд скважин по состоянию на 1.01.2013 г. составил 6113 единиц, из них:

добывающие - 2724 скв.;

нагнетательные - 1819 скв.;

контрольные - 453 скв.;

в консервации - 83 скв.;

дающие техническую воду- 78 скв.;

ожидидающие ликвидации и ликвидированные - 884 скв.;

экологические - 72 скв.

Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа. Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

газлифтный - с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

В НГДУ «Альметьевнефть» из 2461 действующих скважин механизированным способом работают 2452 скв., в том числе 519 скв. - ЭЦН, 1933 - СКН скв.

Таблица 1.2 Состояние, структура фонда нагнетательных скважин, их использование (скв.)

За 2012 год введено под закачку 20 скважин (из них: 6 скважин после бурения, в том числе 1 скважина (№32738) ОРДиЗ - числятся в добывающем фонде, 14 скважин из эксплуатации, в том числе 1 скважина (№21294) с НССД для отбора-закачки - числятся в добывающем фонде, поэтому по фонду числятся 18 новых скважин. Пробуренный фонд увеличился на 16 скважин: приняты из ЦДНГ 17 скважин (в т.ч. 1 скважина ранее бывшая под закачкой (№1210)), 14 скважин переведены под закачку после эксплуатации в добывающем фонде, 2 скважины возвращены по фонду в нагнетательный фонд после извлечения оборудования ОРДиЗ (№№20330,3157Д)), приняты из бурения 6 скважин, приняты из фонда НГДУ «Ямашнефть» 2 скважины (№№37Н,38Н), ушли в ЦДНГ 9 скважин (в т.ч. 1 скважина из пъезометрического фонда (№13537), 6 скважин после внедрения оборудования ОРДиЗ, 1 скважина с НССД (№21294), 1 скважина после перевода под водозабор (№688)).

Эксплуатационный фонд увеличился на 17 скважин: приняты из ЦДНГ, из бурения и из фонда НГДУ «Ямашнефть» 25 скважин, переданы в ЦДНГ 8 скважин из эксплуатационного фонда, из пъезометрического фонда под закачку переведена 1 скважина (№532), из эксплуатационного фонда переведена в пьезометрический фонд 1 скважина (№11982). Выведено из глубокого бездействия 42 скважины под закачку, в том числе 1 скважина (№1210) запущены из ЦДНГ, ранее бывшие под закачкой, 1 скважина запущена из пьезометрического фонда (№532). В простое 44 скважины.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на 1.01.2013 года составил 2724, по сравнению с прошлым годом уменьшился на 50 скважин, в том числе механизированный фонд уменьшился на 47 скважин и составил 2645 скважин. Фонд фонтанных скважин уменьшился на 3 скв. и составил 79 скважин. В бездействии находятся 262 скважин.

К началу 2013 года действующий фонд уменьшился на 38 скважин и составил 2461 скв., в том числе 2386 скв. дающих продукцию, 78 скважин дают техническую воду.

Коэффициент эксплуатации скважин с ЭЦН составляет 0,935 д.ед. (в 2011г. - 0,922 д.ед.), скважин с ШГН составляет 0,916 д.ед. (в 2011г. - 0,916 д.ед.), по фонтанным скважинам составил 0,828 д.ед. (в 2011г. - 0,788 д.ед.).

Коэффициент эксплуатации новых скважин составил 0,882 д.ед. (в 2011г. - 0,829 д.ед.).

На 1.01.2013г. в консервации находится 72 нефтяных скважины.

В 2012 году планировалось ввести из бурения и освоения 34 скважины, фактически введено 36 скв. или 105,9% к плану. Из 36 новых скважин 36 переведены на механизированную добычу.

Добыча нефти по новым скважинам составила 73,795 тыс.тонн, среднесуточный дебит 13,5 т/сут. (в 2011г. - 11,4 т/сут.).

За 2012 год в среднем одна новая скважина отработала 151,3 суток (в 2011г. - 130,2 сут.), что на 21,1 суток больше, чем в 2011 году.

1.4 Методы интенсификации и повышения коэффициента нефтеотдачи

Увеличение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из недр - самая актуальная и острая проблема на протяжении всей истории нефтяной промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет качества вытеснения, ОПЗ, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, полимер - дисперсных систем, а так же разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

К прогрессивным методам воздействия на пласт относят гидродинамические и физико-химические. К первой группе относят нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков и вовлечение в разработку недренируемых запасов нефтезапасов нефти.

Каждый год в НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывается и внедряется в производство большое количество высокоэффективных технологий. Многие разработки выполнены на уровне изобретений и полезных моделей, которые защищены патентами. Эффективные разработки включены в «План мероприятий по повышению нефтеотдачи платов и применению передовых технологий и оборудования на 2012г.», такие как применение ОРЗ воды и подбор скважин для ОРЗ в системе ППД; технология бурения, цементирования кондуктора и э/колонны методом «сверху-вниз» при полном поглощении промывочной жидкости на скважинах малого диаметра; технология по снижению риска возникновения заколонной циркуляции при строительстве скважин малого диаметра за счет оснащения низа эксплуатационной колонны «хвостовиком» меньшего диаметра. Из 20 мероприятий, включенных в «План мероприятий по ПНП…», 3 мероприятия являются разработками НГДУ «Альметьевнефть».

План мероприятий по повышению нефтеотдачи платов и применению передовых технологий и оборудования коллективом НГДУ «Альметьевнефть» в 2012г. выполнен успешно. От использования в производстве 31 мероприятия получен экономический эффект в размере 464 млн. рублей.

.5 Методы увеличения нефтеотдачи

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

гидродинамические;

физико-химические.

I. Гидродинамические методы.

) Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков. В отчетном году циклическая закачка проводилась по 269 скважинах, что составляет 15,2 % от нагнетательного фонда действующих скважин. По всем циклируемым скважинам в 2012 году дополнительно добыто 103,5 тыс. т нефти.

) Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. В результате вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения дополнительных скважин и усилением системы заводнения было получено в отчетном году 869,6 тыс. тонн нефти, а применение геолого-физических методов воздействия на слабопроницаемые коллекторы дало дополнительную добычу 28,3 тыс. т нефти.

Таблица 1.3 Выполнение задания по дополнительной добыче нефти от применения современных методов увеличения нефтеотдачи

II. Физико-химические методы.

Эта группа методов применяется в НГДУ с 1971 года и осуществляется закачкой реагентов в нагнетательные скважины для улучшения нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды и повышения охвата пласта заводнением и в добывающие скважины для увеличения производительности скважины и для снижения обводненности.

Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов в 2012 году составила 928,25 тыс.т., в том числе от методов, применяемых в отчетном году 169,78 тыс.т. За счет обработок, проводимых силами ОАО «Нефтехимсервис» в 2012 году получено 341,9 тыс.т дополнительной нефти, в том числе от мероприятий 2012 года 70,8 тыс.т.

1.6 Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений

Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.

Выделяют четыре стадии процесса разработки месторождений.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

-  интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3-4% при вязкости нефти не более 5 мПа×с и 35% при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

-  более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30-50%, а для месторождений с «пикой» добычи - 10-15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

-  снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязких нефтях и на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5%;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-88 % при среднем росте обводненности 7-8% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

-  малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1%);

- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м3/м3);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

В настоящее время месторождения НГДУ «Альметьевнефть» находятся на четвертой стадии разработки.

РАЗДЕЛ 2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Организационная структура предприятия, задачи и функции его служб

НГДУ «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ОАО «Татнефть», имеющим свою организационную структуру и функциональные обязанности, и действует на основании Положения об НГДУ.

Организационная структура управления на предприятии охватывает все уровни управления, характеризующие последовательность подчинения одних звеньев управления другим снизу доверху. На основе поступающей информации руководителями на каждой ступени управления принимаются соответствующие решения, которые конкретизируются и доводятся до нижестоящих звеньев.

Структура характеризует состав и взаимосвязь его подразделений и отдельных должностных лиц, дает представление о штате сотрудников (их количестве, специализации, соподчиненности и взаимосвязи (по вертикали и горизонтали) всех подразделений и служб предприятия.

В состав НГДУ «Альметьевнефть» входят следующие структурные подразделения, такие как:

·   цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ №1, 2, 3, 4, 5, 6) - осуществляют эксплуатацию нефтяных скважин;

·   цех по поддержанию пластового давления (ЦППД) - осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов;

- цех по подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) - осуществляет подготовку добытой нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;

цех текущего ремонта скважин (ЦТРС) - осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин.

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

Структура аппарата управления НГДУ «Альметьевнефть» характеризуется наличием руководителя, его заместителей (главного инженера, главного геолога, заместителя начальника НГДУ по общим вопросам, по экономике, по капитальному строительству, по непромышленному строительству, по социальному развитию, заместителя главного бухгалтера АО «Татнефть»).