Анализ влияния программы применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на себестоимость добычи нефти на примере НГДУ «Ямашнефть»

Содержание
Введение. 4
1. Геолого-техническая характеристика НГДУ "Ямашнефть" 7
1.1. Краткая геолого – техническая характеристика месторождений. 7
1.2. Анализ состояния разработки эксплуатационных объектов и фонда скважин 10
1.3. Анализ эффективности и краткая характеристика методов увеличения нефтеотдачи пластов применяемых в НГДУ "Ямашнефть". 16
2. Организационно – экономическая характеристика НГДУ «Ямашнефть». 19
2.1. Российский и зарубежный опыт применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов. 19
2.2. Организационная структура НГДУ «Ямашнефть». 27
2.3. Анализ динамики основных технико-экономических показателей предприятия за 2005-2007гг. 29
2.4. Программа стабилизации добычи нефти. 33
3. Анализ экономических показателей НГДУ «Ямашнефть» 39
3.1. Анализ ранее внедренных химических методов повышения нефтеотдачи пластов и их влияние на ТЭП.. 39
3.2. Анализ себестоимости продукции по элементам затрат (смета затрат) 41
3.3. Анализ эксплуатационных затрат, зависящих и не зависящих от деятельности предприятия. 45
3.4. Анализ себестоимости по статьям затрат (калькуляция себестоимости добычи нефти) 48
3.4.1. Выделение условно-переменной и условно-постоянной составляющей затрат. 51
3.5. Маржинальный анализ себестоимости продукции и прибыли. 54
3.5.1. Анализ функциональной связи между затратами, объемом продаж и прибылью.. 54
3.5.2. Определение критической суммы постоянных расходов и критического уровня цены реализации. 62
3.5.3. Анализ факторов изменения точки безубыточности и зоны безопасности предприятия. 64
4.Экономическое обоснование методов повышения нефтеотдачи пластов.. 67
4.1. Методика расчета экономической эффективности химических методов повышения нефтеотдачи пластов. 67
4.2. Расчет экономической эффективности применения кислотного состава медленного действия. 73
4.3. Расчет экономической эффективности применения глинокислотной композиции 78
4.4. Расчет экономической эффективности применения волокнисто-дисперсной системы.. 83
4.5. Расчет экономической эффективности применения технологии повышения выработки пластов с использованием водно-эмульсионных композиций (технология ЛПК) 88
4.6. Сравнение эффективности химических методов повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ «Ямашнефть». 93
5. Анализ влияния применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на себестоимость добычи нефти НГДУ «Ямашнефть» 97
5.1. Анализ влияния программы применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на себестоимость добычи нефти 97
5.2. Анализ влияния программы применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на точку безубыточности и зону безопасности 98
5.3. Сопоставление технико-экономических показателей предприятия до и после применения химических методов повышения нефтеотдачи 101
6. Гражданская оборона 102
6.1. Основные понятия гражданской обороны 102
6.2. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций 105
Заключение 114
Список Использованной литературы 118
ПРИЛОЖЕНИЯ
Введение
В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти.
Актуальность данной темы обусловлена тем что в ухудшающихся условиях добычи нефти с каждым годом предприятию все труднее удерживать её на прежнем уровне. Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений является важным этапом в решении этой проблемы.
В разработке нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть» находятся месторождения и отдельные площади преимущественно с трудноизвлекаемыми запасами. Повышенные остаточные нефтенасыщенные толщины пластов распределены по площадям неравномерно и сосредоточены в зонах с низкими накопленными и текущими отборами нефти и жидкости. Успешная доразработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически оправданных методов воздействия на продуктивные пласты.
Нефтяные площади нефтегазодобывающего управления «Ямашнефть», насчитывающие около 302 объектов разработки, характеризуются широким спектром геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применяемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). На этих объектах разработки ежегодно проводится более 250 скважино-операций по увеличению нефтеотдачи.
Увеличение нефтеотдачи считается основным путем развития нефтяной промышленности, это позволяет увеличивать добычу нефти без значительного расширения геологоразведочных работ и строительства новых промыслов. При этом необходимо иметь в виду, что данные о приросте добычи нефти одним и тем же видом МУН одного и того же объекта разработки зачастую не только не совпадают, но и значительно различаются, в связи, с чем непредсказуемо меняются показатели экономической эффективности МУН. При значительном числе разнородных разрабатываемых объектов и большом наборе комплексов МУН резко усложняется проблема разработки экономически обоснованных планов проведения мероприятий по увеличению нефтедобычи. Качество тактического и стратегического планирования в нефтедобыче снижается из-за отсутствия методики определения влияния проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи на экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
Целью дипломного проекта является изучение анализа влияния программы применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на себестоимость добычи нефти НГДУ «Ямашнефть».
Для достижения этой цели в дипломном проекте поставлены следующие задачи:
- рассмотреть геолого - техническую характеристику НГДУ «Ямашнефть»;
- изучить российский и зарубежный опыт применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов;
- рассмотреть и проанализировать организационно-экономическую характеристику НГДУ «Ямашнефть»: динамику основных технико-экономических показателей предприятия за 2005-2007гг., производственную программу по добыче нефти;
- проанализировать экономические показатели НГДУ: себестоимость продукции по элементам и статьям затрат, эксплуатационные затраты, зависящие и независящие от деятельности предприятия, себестоимость продукции и прибыли;
- экономически обосновать методы повышения нефтеотдачи пластов: привести методику расчета экономической эффективности химических методов повышения нефтеотдачи пластов, рассчитать экономическую эффективность применения таких методов как КСМД, ГКК, ВДС, ЛПК;
- сравнить эффективность химических методов повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ «Ямашнефть»;
- проанализировать влияние программы применения химических методов повышения нефтеотдачи пластов на технико-экономические показатели предприятия;
- сопоставить технико-экономические показатели предприятия до и после применения химических методов повышения нефтеотдачи.
Объектом исследования дипломного проекта являются химические методы повышения нефтеотдачи пластов применяемые в НГДУ «Ямашнефть».
Источниками информации для проведения анализа служат: данные годового отчета за 2005-2007 гг., данные бухгалтерского учета, данные геологического отчета НГДУ.
При разработке дипломного проекта были использованы следующие методы и способы анализа: способ сравнения, способ приведения показателей в сопоставимый вид, использование относительных величин в анализе, способы группировки информации, способы табличного отражения аналитических данных, графические способы отражения данных, методы факторного анализа способом цепных подстановок.
1. Геолого-техническая характеристика НГДУ "Ямашнефть"
1.1. Краткая геолого – техническая характеристика месторождений
В настоящее время в НГДУ «Ямашнефть» разрабатываются следующие месторождения: Архангельское, Ерсубайкинское, Сиреневское, Шегурчинское, Ямашинское, Красногорское, Тюгеевское, Березовское, Екатериновское.
В геологическом строении этих месторождений принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения. С точки зрения нефтеносности интерес представляют отложения кыновского горизонта девона, турнейского яруса и тульско-бобриковского, алексинского горизонтов нижнего карбона, а также отложения среднего карбона (каширский, верейский горизонты, башкирский ярус и протвинский горизонт).
Девонская система. Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами и залегают на породах кристаллического фундамента. Верхнедевонские отложения представлены пашийским и кыновским горизонтами. К примеру, на территории Шегурчинского месторождения отложения пашийского горизонта в значительной степени подвержены размыву. Сложены они песчаниками и алевролитами, от мелкозернистых до среднезернистых, наблюдаются глинистые разновидности алевролитов. Толщина отложений пашийского горизонта колеблется от 6м до 19м. На размытой поверхности пашийского горизонта залегает пласт до кыновского горизонта. Пласт сложен песчаниками кварцевыми, средне, - мелко и разнозернистыми, а также алевролитами от мелко- до крупнозернистых, встречаются также глинистые разности алевролитов [16].
Нижний карбон. Основные продуктивные толщи рассматриваемых месторождений заключены в вышележащих по разрезу отложениях нижнего карбона, который включает в себя карбонатные отложения турнейского яруса и алексинского горизонта, терригенные отложения бобриковского и тульского горизонтов.
На верхнефаменских отложениях согласно залегают породы заволжского горизонта лихвинского надгоризонта, представленные известняками светло-серыми, микрозернистыми, реже органогенно-детритовыми и прослоями доломитов.
Отложения малевского и упинского горизонтов представлены известняками светло-серыми мелкозернистыми, органогенно-детритовыми, неравномерно кальцитизированными и известняками обломочными. Общая толщина отложений колеблется от 0 (во врезовых зонах) до 25м.
Породы черепетского и кизеловского горизонтов представлены также известняками светло-серыми, мелкозернистыми, органогенно-детритовыми, комковатыми, с прослоями доломитов, пористыми, трещиноватыми и неравномерно нефтенасыщенными. Общая толщина отложений колеблется от 0 (во врезовых зонах) до 30м.
Средний карбон. В пределах среднего карбона как объекты подсчета запасов выделены: протвинский горизонт серпуховского яруса, башкирский ярус и верейский, каширский горизонты.
Отложения башкирского яруса залегают на размытой поверхности серпуховско-намюрских образований. Общая толщина отложений колеблется от 20 до 30м, представлены они в основном, органогенными известняками, реже органогенно-детритовыми, и тонкозернистыми известняками. В подчиненном количестве присутствуют доломиты, встречаются также брекчиевидные породы и прослои известнякового песчаника.
Отложения каширского горизонта представлены серыми, мелкозернистыми доломитами и органогенно-обломочными известняками с прослойками терригенного материала. Общая толщина отложений достигает до 60м. С точки зрения нефтеносности интерес представляет пласт Кш1 .
Выше по разрезу залегают отложения подольского и мячковского горизонтов. Отложения представлены известняками и доломитами органогенно-обломочными, с прослоями мергелей и глин, с общей толщиной до 200м.
Верхний карбон. В составе верхнекаменноугольного отдела выделяются касимовский и гжельский ярусы, представленные известняками и доломитами, толщина которых достигает 127-180м.
Пермская система. Отложения пермской системы подразделяются на два отдела: нижний и верхний.
Нижнепермский отдел объединяет ассельский, сакмарский и кунгурский ярусы, представленные переслаиванием известняков и доломитов, в различной степени глинистыми, с прослоями гипсов и ангидритов. Общая толщина отдела составляет 170- 190 м.
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.
1.2. Анализ состояния разработки эксплуатационных объектов и фонда скважин
В промышленной разработке НГДУ «Ямашнефть» находится 9 месторождений: Архангельское, Шегурчинское, Ямашинское, Ерсубайкинское, Березовское, Сиреневское, Красногорское, Тюгеевское, Екатериновское. Все месторождения являются многопластовыми.
Основными объектами разработки являются терригенные коллекторы тульско-бобриковского горизонта и карбонатные коллектора нижнего и среднего карбона.
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 таблице 1.1. представлено распределение добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам [22].

Внимание, отключите Adblock

Вы посетили наш сайт со включенным блокировщиком рекламы!
Ссылка для скачивания станет доступной сразу после отключения Adblock!

Скачать полную версию