Таким образом накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составляет 286789 тыс.тонн, жидкости - 590234 тыс. тонн, закачка воды - 1050358 тыс.м. Остаточные извлекаемые запасы - 201,6 млн. тонн. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 26 %ю Текущая компенсация отбора - 145,5 %, компенсация с начала разработки - 144,7 %.

По состоянию на 1. 01.2001 год всего на месторождении Узень 6089 скважин, в том числе эксплуатационный фонд -3466 (60,5 %) из них действующие - 2932 скважин, нагнетательный фонд - 1330 (21,2 %) из них действующие - 959 скважин (Таблица 9).

Структура бездействующего фонда добывающих скважин выглядит следующим образом:

- авария подземного оборудования - 95

- обводнённые - 37

- дефект эксплуатационной колонны - 155

- ожидающие возврата на другой горизонт - 36

скважины оставленные кап. ремонтом и ожидание физической ликвидации - 175

По состоянию на 1.01.2001 год эксплуатационный нагнетательный фонд состоит из 1330 скважин, в том числе 952 действующих и 371 бездействующих

Таблица 9 - Сравнение фонда скважин ОАО '' Узеньмунайгаз'' за 2000 и 2001 гг.

Низкие давления нагнетания, равные 8,6 - 9,5 МПа., при технологически необходимых значениях 10 - 15 МПа обуславливают снижение приемистости (вплоть до полной остановки) в нагнетательных скважинах, расположенных на низко продуктивных участках.

обслуживание и восстановление основных производственных фондов, включая ремонт оборудования;

энергоснабжение и пароводоснабжение предприятия и его подразделений;

транспорт и хранение необходимого сырья, материалов и готовой продукции;

технический контроль за качеством нефти и газа.

В нефтегазовой промышленности имеются также специфические задачи, стоящие перед этими отраслями, например: организация и планирование вышкомонтажных работ в бурении, организация и планирование работ по цементированию скважин, организация и планирование по приготовлению промывочных жидкостей и так далее. Бесперебойная работа объединения во многом определяется условиями подготовки, эксплуатации, обслуживания и ремонтом оборудования.

Техническая оснащённость. Степень автоматизации и телемеханизации.

Системы водоснабжения состоят обычно из нескольких звеньев, к которым относятся водозаборные сооружения, напорные станции закачивающие воду непосредственно нагнетательные скважины.

Для автоматизации и телемеханизации центробежных насосов применяют унифицированный блок местной автоматики БМА - 19, которым предусмотрено:

централизованное телеуправление с диспетчерского пункта управления насосным агрегатом (пуск и автоматика);

автоматическая защита электродвигателя при прогревании подшипников обмотки статора электродвигателя;

сигнализации на диспетчерский пункт аварийного состояния при автоматическом отключении насосного агрегата и потерь напряжения в целом;

местное управление насосным агрегатом, автоматическая защита электродвигателя при перегрузке, коротком замыкании, исчезновении напряжения на одной из фаз осуществляется предохранителями и тепловыми элементами, встроенными в магнитный пускатель или размещёнными в распределительном устройстве.

Автоматический контроль и управление насосными агрегатами осуществляется с помощью следующих средств автоматического контроля, входящих в комплекс БМА - 19: датчиков температуры ДТ - 3 и ДТ - 9, предназначенных для сигнализации предельно-допустимой температуры подшипников насосного агрегата и обмотки статора двигателя. Датчики утечки ДУ - 3 предназначены для отключения насоса. При смещении вала ротора насоса на зазор диска разгрузочного устройства нажимается кнопка микро выключателя, смонтированного в датчике. При этом насосный агрегат отключается.

Организация материально-технического снабжения.

Организация транспорта.

В период перехода предприятий и организаций на новые условия хозяйствования, особые задачи стоят перед транспортными отраслями. Нефтяная промышленность является крупным потребителем транспортных средств. В ней занято более 180 тысяч единиц автотранспортной техники, около четверти общей численности работающих в отрасли. Рост транспортных издержек обусловлен рядом объективных причин, прежде всего - это снижение продуктивности эксплуатируемых месторождений, увеличение обводнённости нефти и её объёмов со сложными физико-химическими свойствами, перемещения основного объёма добычи в район со сложными климатическими условиями. В условиях бездорожья большой разбросанности нефтепромыслов увеличивается нагрузка и на технологический транспорт. Для устранения этих и многих других недостатков в рамках реализации комплексной программы по совершенствованию работы технологического транспорта и специальной техники (ТТ и СТ) транспортным управлением от производственных объединений ведётся постоянная работа по следующим направлениям:

совершенствование организационной структуры управления ТТ и СТ;

индустриализация технического обеспечения (ТО), надёжной работоспособности ТТ;

технико-экономическое обоснование рациональных фондов эксплуатации и технико-экономических требований к автотранспортным средствам в районах со сложными природно-климатическими условиями.

Транспортные затраты в отчётах предприятий не выделены отдельной статьёй, а входят в “прочие”, хотя они составляют пятую часть в себестоимости добычи нефти.

Организация ремонта скважин.

Организация выполнения ремонта скважин начинается с доведения утверждённых и согласованных планов, технико-экономических показателей, графиков и так далее до исполнения. Каждые 3 - 5 дней до бригад текущего ремонта доводится оперативный график ремонта скважин, а на каждую скважину, номер которой занесён в оперативный график, составляется план заказ и укреплённый наряд. Оперативный график текущих ремонтов цеха добычи нефти и газа доводится также до мастеров добычи нефти и газа. В сообщаемом мастеру текущего ремонта графике, кроме номеров ремонтируемых скважин, указываются и цели ремонтов. Это позволяет мастеру ещё до получения плана заказа, подать заявку на ремонт и доставку оборудования, измерительных приборов, инструментов для спускоподъёмных операций и материалов, необходимость в которых определяется не конкретной скважиной, а видом выполняемого ремонта.

До прибытия бригады на скважину, проводится приём-сдача в ремонт скважины. Основной вид ремонтных работ нагнетательных скважин - восстановление герметичности эксплуатационных колонн и цементного кольца, которые нарушаются при обстоятельствах:

превышения допустимого давления нагнетания при гидравлическом разрыве пласта или прокачке продавочной жидкости;

уменьшения прочности обсадных колонн в результате коррозии;

растрескивание цементного кольца колонной при перфорации или торпедировании;

размыв глинистой корки между цементным камнем и стенкой скважины в результате плохой очистки её перед тампонажем.

Во избежании попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт перфорационные отверстия затрамбовываются песком. В нагнетательных скважинах зачастую места нарушений колонны изолируют с помощью пакера, спущенного по насосно-компрессорным трубам. Однако существующие пакерные устройства не всегда обеспечивают надёжную герметизацию.

3.2 Экономический анализ разработки месторождения Узень

Средством управления НГДУ являются технико-экономические показатели, устанавливаемые объединением. Проведём краткий анализ технико-экономических показателей АО “Узеньмунайгаз” за 2001 год. Как видно из таблицы 5 добыча нефти по месторождению Узень составляет 4137 тыс. тонн, добыча газа 64,4 млн. мі.

Среднесуточный дебет скважин в 2001 году составляет 8,2 т./сут., что чуть выше проектного 7,0 т./сут. Вместе с нефтью с забоя скважины поступает песок, образуя песчаную пробку.

В таблице видно, что за 2001 год наблюдается ввод в разработку новых эксплуатационных скважин.

3.3 Организация труда и заработной платы по АО “Узеньмунайгаз”

В состав АО “Узеньмунайгаз” по состоянию на 01.01.2001 года входит 16 подразделений, как филиалы без права юридического лица, которые не имеют расчётного счёта и не могут от своего имени заключать хозяйственные договора. Среднесписочная численность работников составляет всего 8962 человек. Отработано -1959098 человеко-дней, использование рабочего времени к максимально-возможному фонду времени составляет 82,4 %.

По филиалам УУБР и УУНС низкий процент использования рабочего времени допущен из-за наличия большого количества простоев (УУБР - 6903 человеко-дней, УУНС - 6787 человеко-дней) вследствие чего были представлены отпуска без содержания заработной платы рабочим УУБР, а работникам УУНС выплачены 2/3 заработной платы. Текучесть кадров по промышленности составляет 21 %, по транспорту 11 %, по строительству 15 %, по бурению 12 %. Всего по АО “Узеньмунайгаз” 14,7 %. Сверхурочно отработано по АО “Узеньмунайгаз” 239503 человеко-часов. Из них 172503 человеко-часов отработано транспортными подразделениями, 48676 человеко-часов по бурению за счёт выходов сверхурочно и в выходные дни спецтехники для обслуживания непрерывного производства. Среднемесячная заработная плата с учётом выплат материальной помощи и социальных льгот на одного работника по АО “Узеньмунайгаз” составляет - 27115 тенге, где по промышленности - 28150 тенге, в том числе: ИТР и служащие - 38160 тенге, рабочие - 25490 тенге; по бурению - 22112 тенге, в том числе ИТР и служащие - 29773 тенге, рабочие - 20741 тенге; по транспорту - 29748 тенге, в том числе: ИТР и служащие - 34362 тенге, рабочие - 29279 тенге; по строительству - 28451 тенге, в том числе: ИТР и служащие - 32171 тенге, рабочие - 27800 тенге.

Действующий согласно положению о премировании средний процент премии по АО “Узеньмунайгаз” по результатам хозяйственной деятельности составляет 45,4 % в том числе: по промышленности - 75,8 %, по транспорту - 46,0 %, по бурению - 25,8 %, по строительству - 34,0 %. В соответствии с законодательством о труде и действующими положениями по предприятию выплачиваются различные доплаты: за классность и высокую квалификацию, за вредные и тяжёлые условия труда, за руководство бригадой, за совмещения профессии и расширения зон обслуживания, за сверхурочные работы и так далее. По АО “Узеньмунайгаз” доплаты выплачены за классность и за высокую квалификацию 10168,1 тыс. тенге - 826 человек, за расширения зон обслуживания и совмещение профессий 7136,9 тыс. тенге - 228 человек; за вредные и тяжёлые условия труда - 3585,3 тыс. тенге - 537 человек; за руководство бригадой - 1350,7 тыс. тенге - 157 человек.

3.4 Анализ практики оценки МУН

В настоящее время в нефтяной промышленности выполняется комплексная программа работ по увеличению нефтеотдачи пластов, рассчитанная на длительную перспективу. Необходимость осуществления этой программы диктуется тем, что, несмотря на увеличение конечной нефтеотдачи пластов, достигнутой благодаря широкому внедрению методов заводнения, в недрах разрабатываемых месторождений остаётся больше половины запасов нефти.

Извлечение хотя бы части остаточных запасов имеет важное значение в связи с вступлением многих месторождений в позднюю стадию разработки, а также осложнением поисков и разведки нефти, удорожанием бурения и добычи нефти при переходе к эксплуатации месторождений на больших глубинах и в суровых климатических условиях.

Поскольку внедрение методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) связано с повышенными затратами, ухудшающими показатели хозяйственной деятельности предприятий, реализация разработанной программы работ по внедрению МУН потребовало создания специального экономического механизма, стимулирующего рост уровня использования ресурсов. Разработанный экономический механизм направлен на покрытие неизбежных повышенных затрат периода освоения МУН и создании у производственных и научных организаций отрасли заинтересованности в промышленном внедрении МУН, наиболее полном использовании нефтяных ресурсов.

Важное значение для успешного развития МУН и повышения их экономической эффективности имеет дальнейшее совершенствование хозяйственного механизма, стимулирующего разработку и внедрение экономичных способов увеличения нефтеотдачи пластов.

Важный показатель эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов - себестоимость дополнительной добычи нефти. Следует отметить, что отсутствие в отрасли единого методического подхода к определению эффективности МУН создаёт трудности при анализе данных. Оценка экономической эффективности МУН необходимо для решения практически всех технико-экономических задач, связанных с рациональным использованием ресурсов нефтяных месторождений: выбора лучших вариантов техники и технологии разработки месторождений; определение конечного коэффициента извлечения нефти из недр, перспективного планирования и финансирования добычи нефти; определение размеров материального стимулирования за разработку и внедрения МУН. Определение экономической эффективности МУН имеет первостепенное значение в механизме стимулирования работ, направленных на более полное извлечение нефти из недр.

Основным документом, регламентирующим процесс освоения ресурсов нефти и газа любого месторождения, является проект его разработки. Технико-экономические расчёты в проектах завершаются экономическим обоснованием системы разработки нефтяного или нефтегазового месторождения. Экономическое обоснование систем разработки нефтяного месторождения на стадии проектирования включает: расчёты экономических показателей по вариантам разработки; оптимальное распределения отборов нефти по эксплуатационным объектам; выбор оптимального варианта. Важное значение имеет также определение экономически обоснованного срока разработки месторождения и коэффициента конечной нефтеотдачи пластов. Утверждённые значения коэффициента конечной нефтеотдачи есть тот критерий, к которому должны стремиться добывающие предприятия и по которому можно судить об уровне использования ресурсов.

3.5 Расчёт годовых производственных затрат

Расчет амортизации.

Расчет амортизации производится методом равномерного (прямолинейного) списания стоимости. Этот метод является наиболее простым, при котором амортизируемая стоимость списывается в равных суммах. Сумма амортизации по одному объекту основных производственных фондов определяется, исходя из предельных норм амортизации:

где - годовая сумма амортизации, $ - первоначальная стоимость объекта основных производственных фондов, $ - норма амортизации, %.

Метод равномерного списания стоимости используется в том случае, когда можно предположить, что доходы, получаемые от использования объекта, одинаковы в каждом периоде на протяжении его эксплуатации, т. е. снижение остающейся полезности происходит равномерно.

В данном проекте расчитывается экономическая эффективность внедрения технологии по поддержанию пластового давления (ППД), методом внутриконтурного заводнения, на 15 горизонт.

В рассматриваемом блоке, состоящего из 9 добывающих скважины добывалось при обводнённости 79%,(.После внедрения ППД в нагнетательный фонд были переведены 3 скважины из добывающего фонда, после чего добыча жидкости увеличилась и составляет при обводнённости 79%,().

Время работы скважин 360 суток.

Определим объём добычи жидкости за год, до внедрения ППД:

после внедрения ППД:

Расчёт энергетических затрат.

Энергетические затраты до внедрения ППД:

после внедрения ППД:

Затраты на вспомогательные материалы.

При внедрении новых технологических процессов для воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин необходимо учесть основные и вспомогательные материалы. Для проведения этих мероприятий требуются дополнительные капитальные вложения на приобретение различных реагентов, что приводит к значительному изменению конечной нефтеотдачи.

Для расчета затрат на материалы можно использовать формулу:

где количество материалов, приобретаемых для проведения мероприятия, т;

стоимость 1 тонны материалов, тг.

Приемистость нагнетательного ряда равна 462,5 или 166500 т/год

Расходы по сбору, транспортировке и технологической подготовке нефти

Эти затраты изменяются пропорционально объёму добываемой нефти. Размер этих затрат после внедрения мероприятия может быть расчитан по формуле:

где удельные затраты на сбор, транспортировку или подготовку 1 тонны нефти,тг.

тонну

До внедрения ППД

После внедрения ППД

Часто можно увеличить объём сбора, транспортировки и подготовки нефти, не увеличивая численности рабочих и мощности насосов. В этом случае с ростом объёма перекачки требуются только дополнительные затраты на материалы для обработки нефти.

Расходы по искусственному воздействию на пласт

Если дополнительная закачка воды или других реагентов требует расширения мощности цеха ППД, то затраты по искусственному воздействию на пласты пересчитываются пропорционально изменению добычи нефти. При неизменной мощности цеха пересчету подлежат только затраты на электроэнергию:

где объём закачки воды или других реагентов после внедрения мероприятия,;

норма расхода электроэнергии на закачку воды, кВт ч;

Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по о...