Роль и значение менеджмента в отраслях топливно-энергетического комплекса

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефтегазоконденсатный промышленность менеджмент

Нефтяная промышленность России болезненно вошла в рыночные отношения. Переход на самостоятельное финансирование бурения и строительства, создание собственных источников - это на первых парах внесло ряд сложностей в работу нефтяников России. В свою очередь это повлекло сокращение геологоразведочных работ, эксплуатационного бурения, нефтепромыслового строительства, ремонта скважин и трубопроводов и т.д. Это в свою очередь сопровождалось возникновением долгов, задержек в оплате оборудования и материалов, перебоев в выплате зарплаты, социальные напряжения и т.д.

В результате всего перечисленного добыча нефти в России сократилась с 500 млн. т. в 1980 г. до 300 млн. т. в 1998 г. Соответственно в республике Коми объем добычи нефти за этот период также сократился с 19,2 млн. т. до 9 млн. т. В республике в 1980 гг. бурилось свыше 900 тыс. м скважин, в 1998 г. этот объем снизился до 30 - 35 тыс. м. В 80гг. только в Усинске строилось и вводилось жилья 42-45 тыс. м², в 98г. практически 0.

Во второй половине 90 гг. падение добычи нефти было приостановлено, а с 1998 года она стала расти. Этому способствовали следующие факторы:

1. Была освоена рыночная практика хозяйствования, появились собственные источники финансирования.

2. Привлекались заемные средства (кредиты) российских и зарубежных банков.

3. Привлекались иностранные инвестиции путем создания Совместных Предприятий.

4. Были сформированы крупные нефтяные компании.

5. Определенное положительное воздействие оказала благоприятная ситуация с мировыми ценами на нефть 1999 - 2000гг.

В настоящее время 2/3 объема добычи нефти размещено в западной Сибири. Значительные объемы добычи нефти обеспечивает Урало-Поволжье (Татария, Башкирия, Пермь, Самара, Оренбург, Саратов и т.д.). Сравнительно небольшие объемы нефти обеспечивает Сахалин, республика Коми, Северный Кавказ, Калининград.

Целью данного курсового проекта - определение экономической и коммерческой эффективности одного из применяемых методов.

Основной задачей является расчет технико-экономических показателей проекта.

1. Роль и значение менеджмента в отраслях ТЭК

1.1 Основные функции и принципы менеджмента

Управление производством: менеджмент в отраслях ТЭК базируется на следующих принципах, которые должны обеспечивать различную работу всех производственных звеньев. В этих условиях менеджмент базируется на следующих принципах:

• Формирование команды исполнителей. Эта команда должна соответствовать привычному стилю работы руководителя и составлять вместе с ним одно единое организационное целое.

• Определение перспектив развития фирмы.

• Определение ресурсов, обеспечивающих решение поставленных задач.

• Подбор кадров и определение условий материальной заинтересованности работников фирмы в конечных итогах работы.

• Ознакомление всех работников фирмы с целями и задачами, как на перспективу, так и на текущий период, с целью понимания каждого работника роли в этом процессе.

• Создание системы моральной и материальной заинтересованности каждого работника в итоге деятельности фирмы. Сюда входят перспективы продвижения по службе, социальные условия, организация отдыха и лечения. В перспективе - пенсионное обеспечение.

• Работа с персоналом, направленная на повышение квалификации и приобретение должного производственного опыта, как отечественного, так и зарубежного.

• Создание должного психологического микроклимата в коллективе.

• Создание должных условий для нормальной производственной деятельности.

• Создание должных условий по охране труда и технике безопасности.

• Обязательным условием является так же наличие прочих компонентов с поставщиками, потребителями, смежниками, контролирующими организациями и вышестоящими организациями.

Теория менеджмента напрямую связана с другими дисциплинами - «Основы экономической деятельности», «Мировая экономика нефтяных и газовых ресурсов», «Основы маркетинга» и т.д.

В состав функции менеджмента входят такие сферы управленческой деятельности, как:

1. Организация.

2. Планирование.

3. Мотивация.

4. Контроль.

В первом случае имеется ввиду создание оптимальных организационных структур и меры по их дальнейшему совершенствованию.

Сюда входит также работа по координации и синхронизации деятельности основных и вспомогательных цехов, а также повышение уровня организаторской работы с учетом отечественного и зарубежного опыта.

В раздел планирования входят: разработка текущих и перспективных планов, долгосрочных программ, а также разработка планов НГДУ по экономическому и социальному развитию; разработка графиков добычи нефти и газа, закачки воды в пласт, ПРС и КРС; график бурения и вышкомонтажных работ и т.д.

Функции мотивации складываются из следующего:

• доведение до сведения всех работников цели и задач фирмы;

• создание системы материальной и моральной заинтересованности всех работников фирмы;

• создание заинтересованности работников в своем служебном росте и в этих целях постоянное повышение квалификации, приобретение знаний как в техническом, так и в культурном отношении;

• создание должных социальных условий, льготы по приобретению жилья, организация оздоровления, отдыха работников.

1.2 Формирование управленческих решений

Любые решения в сфере менеджмента следует считать управленческими решениями. Современная наука о менеджменте рассматривает целую систему формирования решений и их классификацию и организацию их выполнения. Наука о менеджменте полагает, что эти решения классифицируются по степени важности следующим образом:

1.Степень важности этой проблемы для цеха, предприятия, фирмы:

1.1. Масштабность проблемы.

1.2. Степень риска от возникновения проблемы.

1.3. Срочность решения проблемы.

2. По степени их влияния на будущее фирмы:

2.1. Решения текущие.

2.2. Решения тактические.

2.3. Решения стратиграфические (временная и объемная).

3. В зависимости от продолжительности реализации решений:

3.1. Краткосрочность.

3.2. Долгосрочность.

4. По степени обязательности выполнения:

4.1. Ориентирующие решения.

4.2. Рекомендательные решения.

4.3. Директивные решения.

5. Способ принятия решений:

5.1. Единоличные.

5.2. Консультативные.

5.3. Коллективные.

6. По широте охвата решений:

6.1. Общие.

6.2. Специальные.

Процесс принятия решения и обеспечения его рациональности, требуют предварительного разложения самого процесса решений на отдельные этапы:

• Анализ ситуаций.

• Анализ содержания проблем.

• Постановка конкретных задач и формулировка общих решений проблем.

• Определение возможностей или целесообразности решения проблем.

• Выбор вариантов решения проблем.

• Выбор окончательного решения.

• Оценка необходимых ресурсов для выполнения решений.

• Реализация решений.

1.3 Стратегия развития менеджмента

Наука об управлении предусматривает ориентацию прежде всего на перспективы развития фирмы. В этом свете первостепенное значение приобретает выработка политики-стратегии менеджмента. Она предусматривает определение главных ключевых направлений в развитии фирмы. Основным стратегическим документом фирмы является долгосрочная программа развития фирмы.

Она должна отвечать следующим требованиям:

1. Соответствие возможностей основного и вспомогательного производства.

2. Реальные сроки намеченных действий, обеспечение ее финансированием (собственные средства или заемные).

3. Материально-техническое обеспечение.

4. Обеспечение кадрами.

5. Оценка эффективности отдельных разделов программ.

Стратегия менеджмента может по ходу дела претерпевать отдельные изменения в следующих случаях:

· Изменение ситуации с обеспечением ресурсов:

· изменения во внешней среде, связанные с новациями технического прогресса;

· политические изменения в стране;

· изменения коньюктуры рынка;

· аварии и природные катаклизмы;

· появление новой научно-технической информации;

· изменение роли человека в производственном процессе.

Западная наука о менеджменте предусматривает следующие направления стратегического планирования:

1. Объемы работ фирмы.

2. Экономические направления.

3. Инвестиции.

4. Снабжение и сбыт продукции.

5. Социальные вопросы.

Западная наука и современная практика рекомендует так же производить разработку бизнес-планов, которые составляют затраты на производство с полученным эффектом.

Информационное обеспечение стратегии:

Стратегия развития фирмы требует постоянного информационного обеспечения. Информационное обеспечение осуществляется по следующим направлениям:

1. Нормативные документы федерального, регионального, отраслевого и местного уровня (законы, постановления, инструкции, технологические регламенты и т.д и т.п).

2. Статистическая информация о работе предприятия т отрасли в целом.

3. Информация о развитии научно-технического прогресса в России и за рубежом.

4. Экономическая информация разного рода. Информация о деятельности конкурентов. Информация о мировых ценах на нефть и газ, об их колебаниях, а так же изменения ситуации на рынке и биржах.

Эти и другие виды информации могут систематизироваться на магнитных носителях, в компьютере или «по старинке» - в папках.

Обязательным условием является создание в каждом отделе «банка « данных по отдельным сферам деятельности. При этом необходимо постоянное обновление этого банка данных. Является полезной и необходимой работа над деловой прессой.

1.4 Характеристика стилей и методов управления производством

В западной практике сложилась система стилей и методов менеджмента:

1. Авторитарный стиль. В этом случае, руководитель не считает нужным считаться с мнением коллег и подчиненных, принимает решение единолично.

Форма отдачи и распоряжений категорическая, в приказном тоне. Менеджер подобного стиля в своей практике применяет чистые показания (выговор, понижение в должности, лишение премий и т.д).

Доброе слово, слова благодарности, премирование не является частыми случаями в его практике. Подобная практика, как правило, применяется в армии, в милиции (в силовых структурах).

В известных случаях, в определенных ситуациях этот стиль допустим и на предприятиях ТЭК (аварии, наводнения, открытый фонтан, пожар и т.д).

2. Демократический стиль. Наиболее оптимальный стиль. Не исключает консультации и согласование в разумных пределах, при этом руководитель уважительно относится к подчиненным и считается с мнением опытных коллег, но во всех этих случаях он принимает решения единолично и несет ответственность. В этом случае руководитель равен и справедлив во взаимоотношениях подчиненных, в достоверной степени требователен, разумно сочетает поощрения с взысканиями.

Теория и практика пришли к единому выводу о наибольшей оптимальности подобного стиля руководства.

При выборе стиля руководства действуют следующие факторы:

• Наличие опыта руководителя.

• Уровень требований к предъявляемым решениям.

• Четкое формулирование проблемы .

• Степень причастности подчиненных к делам фирмы и степень их заинтересованности.

• Вероятность того, что единоличные решения получат или не получат поддержку подчиненных.

• Заинтересованность исполнителем достижения цели.

• Степень вероятности возникновения конфликта между руководителями и подчиненными в результате принятия решений.

3. Либеральный стиль. Включает в себя подчас нежелание брать на себя ответственность, отсюда бесконечные консультации его как с начальниками, так и подчиненными, длительные согласования простейших решений. Включая заигрывание с подчиненными и страх перед начальством. Этот стиль свойственен руководителям, либо неопытным, либо нерешительным, либо находящимся в пенсионном и предпенсионном возрасте.

2.Геолого-промысловая характеристика Вуктыльского НГКМ

2.1 Общие сведения о месторождении

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-востоке европейской части РФ в Вуктыльском районе республики Коми в 160 км от г.Ухты и в 175 км от г. Печоры. Оно вытянуто вдоль правого берега реки Печоры, в междуречье речек Вуктыл и Маткин-Ю.

В орографическом отношении местность представляет собой всхолмленную, сильно заболоченную равнину, покрытую преимущественно хвойными лесами. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 80 м над уровнем моря на севере до 180 м на юге. На значительной части территории месторождения развиты открытые болота и заболоченные участки. Наиболее крупные болота приурочены к северной части площади. Глубина их достигает 1-3 м.

Климат района резко континентальный, с длительной и холодной зимой и коротким летом. Среднегодовая температура воздуха минус 3,6С. Абсолютная минимальная температура минус 55 С, максимальная 32С. Преимущественное направление ветров: зимой - южные и юго-восточные, летом - северные. Средняя скорость ветра 3 м/с. Среднегодовое количество осадков 520 мм. Снег выпадает в сентябре и ложится в октябре, начинает таять в апреле и сходит в конце мая. Высота снежного покрова достигает 96 см, число дней с устойчивым снежным покровом - 190. Глубина промерзания грунта колеблется от 0,8 до 1,6 м, достигая в местах развития песчаных грунтов и недостаточного снежного покрова 2 м. Река Печора становится в ноябре и вскрывается в июне.

2.2 Тектонические особенности месторождения

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к верхнему надвинутому блоку одноименной структуры, представляющей собой принадвиговую фронтальную складку.

Структурный план складки и условия формирования предопределяют расположение ее во внутренней зоне Верхнепечорской впадины. Морфологически складка представлена сложно построенной узкой, длинной, высокоамплитудной, асимметричной антиклиналью. Региональный надвиг осложняет западное крыло структуры, по нему складка надвинута на залегающую субгоризонтально толщу каменноугольного и пермского возраста, в результате чего складка имеет два структурных этажа: верхний надвинутый - аллохтонный и нижний недислоцированный - автохтонный.

Наиболее изучена аллохтонная часть структуры, к которой приурочена разрабатываемая массивно-пластовая газоконденсатная залежь.

Амплитуда складки в контуре продуктивности по отложениям нижней перми достигает 1500 м при длине 80 км и ширине 3,5-6 км, свод ее с глубиной значительно смещается к востоку. Восточное крыло складки относительно пологое, в пределах газоносной части структуры угол наклона составляет 15-20; западное - крутое (углы наклона 50-60^о, местами до 80-90), осложнено региональным нарушением надвигового типа амплитудой от 600 до 1000 м.

Плоскость этого регионального надвига, по которому произошло смещение и смятие надвинутой части Вуктыльской структуры, представляет собой волнистую поверхность субмеридионального простирания, круто воздымающуюся в западном направлении и резко выполаживающуюся на востоке. Основной плоскости регионального нарушения сопутствуют оперяющие сколы. Породы, заключенные между плоскостью основного нарушения и плоскостями сколов, на западном крыле структуры подвернуты, поставлены на «голову» и даже запрокинуты.

За счет ундуляции оси складки по своду Вуктыльская антиклиналь осложняется локальными поднятиями - куполами южным, средним и северным. Северная периклиналь последнего замыкается в районе скв.57, отсюда начинается небольшой подъем слоев, переходящий в Северо-вуктыльское поднятие, с которым связана отдельная нефтяная залежь.

Максимальную высоту (до 1 км) по оконтуривающей изогипсе поверхности нижнепермских карбонатов минус 2900 м складка имеет на северном куполе, далее к югу кровля продуктивной толщи погружается, что приводит к снижению высоты складки до 300-350 м на южном и среднем куполе.

2.3 Строение продуктивной толщи

Изучение и уточнение геологического строения газоконденсатной залежи Вуктыльского НГКМ осуществлялось с момента ее открытия в 1964 г. при разведке, опытно-промышленной эксплуатации и текущей ее разработке.

Основные представления о геологическом строении залежи, существующие до настоящего времени, сложились с самого начала ее изучения. Залежь была классифицирована как массивно-пластовая. По ней подсчитаны и утверждены в 1972 г. ГКЗ СССР (протокол № 6575 от 09.06.72 г.) запасы газа, конденсата и нефти по пяти подсчетным объектам в карбонатной нижнепермско-каменноугольной части разреза и по одному объекту в терригенной бобриковской части северного купола, выделенному в отдельную пластовую залежь.

Дальнейшее разбуривание месторождения значительных изменений в структуру залежи не внесло. В ядре северного купола были вскрыты более древние турнейские отложения, в связи с чем дополнительно выделена литолого-коллекторская пачка карбонатов турнейского яруса нижнего карбона.

Бобриковская газоконденсатная залежь северного купола, ранее рассматриваемая как самостоятельная, по условиям разработки отнесена к единой нижнепермско-нижнекаменноугольной залежи, так как доказана их гидродинамическая связь, хотя и затрудненная. В скв.153, вскрывшей эту залежь на отметке минус 3121 м, было зафиксировано пластовое давление на 10 МПа ниже первоначального, хотя газ из этой части залежи не отбирался, что говорит о вовлечении всего продуктивного массива в процесс истощения.

На южном куполе в 1982 г. скв.230 вскрыта сводовая, обособленная, гидродинамически изолированная залежь газа незначительных размеров в бобриковских терригенных коллекторах.

В процессе дальнейшей разработки месторождения представления о его геологическом строении практических изменений не претерпели, кроме тех случаев, когда по результатам бурения скважин были уточнены отдельные элементы тектонического строения складки.

Разрабатываемая газоконденсатная залежь приурочена к мощной преимущественно карбонатной толще нижнепермско-каменноугольного возраста. Максимальной величины этаж газоносности достигает в своде северного купола (скв.119) - 1420 м;741 м - на среднем (скв. 189) и 824 м - на южном куполе (скв.191).

Покрышкой газоконденсатной нижнепермско-каменноугольной залежи является сульфатно-терригенная толща кунгурского возраста нижней перми. Мощность экранирующей толщи изменяется от 100-150 м на севере до 630 м на юге месторождения.

Продуктивная толща сложена преимущественно карбонатными породами, терригенные отложения развиты лишь в нижней алексинской и бобриковской части.

По литолого-петрофизическим особенностям пород и характеру распределения коллекторов продуктивный разрез расчленяется на семь литолого-коллекторских пачек, приуроченных к определенным стратиграфическим горизонтам. Следует отметить, что деление это весьма условно (произведено с целью удобства подсчета запасов), так как в дальнейшем, по мере разработки месторождения, окончательно утвердилось мнение, что независимо от емкостных характеристик пачек месторождение представляет собой единый газогидродинамический резервуар.

Характеристика пачек дается ниже.

I пачка - отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми. Средняя толщина - 256 м. В верхней части пачки залегают аргиллиты и мергели, книзу разрез представлен уплотненными органогенно-обломочными известняками, глинистыми, окремненными. Наблюдается слабая доломитизация и хорошо развитая микротрещиноватость. Поровые и трещинно-поровые коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз, не коррелируемых по площади, и составляют не более 3% толщины пачки.

II пачка - отложения ассельского яруса нижней перми и верхнего карбона. Средняя толщина составляет 82 м. Это плотные органогенные, органогенно-обломочные и органогенно-детритовые известняки, сильно перекристаллизованные, в разной степени доломитизированные до доломитов, участками глинистые и окремненные. Породы микротрещиноватые, реже микрокавернозные. Коллекторы имеют линзовидное распространение.

III пачка - отложения московского яруса средней толщины 143 м. Представлена переслаиванием доломитизированных известняков и доломитов. С последними связано широкое развитие поровых и трещинно-поровых коллекторов. Для нижней части пачки характерно развитие глинистых разностей карбонатных пород. Микротрещиноватость, микрокавернозность развиты по всей пачке. Поровые и трещинные коллектора в этой пачке развиты повсеместно, на их долю приходится 28-30% толщины пачки.

IV пачка - отложения башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона. Средняя толщина 126 м. Состоит в основном из органогенно-детритовых и органогенно-обломочных известняков, в разной степени доломитизированных и перекристаллизованных, и вторичных доломитов. В нижней части наблюдается увеличение глинистости. Повсюду распространена микротрещиноватость, реже- микрокавернозность. Коллекторы развиты повсеместно и занимают от 10,6 до 17,6% толщины пачки.

V пачка - нерасчлененные отложения стешевского и тарусского горизонтов серпуховского яруса и веневский горизонт визейского яруса. Средняя толщина 130 м. Сложена органогенно-детритовыми известняками, массивными, перекристаллизованными и доломитизированными, реже вторичными доломитами. Породы слабоглинистые, участками пористые, микрокавернозные, реже слабо окремненные, сульфатизированные, микро- и макротрещиноватые. Поровые и трещинно-поровые коллекторы имеют много общего с III пачкой. Они составляют 25-28% от толщины пачки.

VI пачка - отложения михайловского, алексинского (окский надгоризонт), тульского и бобриковского (яснополянский надгоризонт) горизонтов визейского яруса нижнего карбона. Средняя толщина 400 м. Состоит из карбонатных и терригенных пород. Михайловская часть разреза- это известняки, редко доломитизированные; алексинский разрез терригенный - аргиллиты и алевролито-песчаники; тульский слага-ется глинисто-карбонатными породами; бобриковский - переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Поровые коллекторы составляют 5,6 % всей толщины пачки.

VII пачка - верхи турнейского яруса нижнего карбона. Вскрытая толщина до ГВК составляет 250 м. Сложена известняками слабо доломитизированными и глинистыми, перекристаллизованными.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным. В общем массиве и по отдельным литолого-стратиграфическим пачкам выделяются три группы коллекторов с параметрами:

- 1-я группа - тонкопорово-микрокаверновотрещинные с проницаемостью менее 0,01 мД и пористостью 0,1-3,0 %;

- 2-я группа - порово-микрокаверновотрещинные с проницаемостью 0,0005- 0,85 мД и пористостью 3,0-6,0 %;

- 3-я группа - трещинно-микрокаверновопоровые с проницаемостью 0,11- 4513 мД и пористостью более 6 %.

Увеличение объемов последних двух групп коллекторов с пористостью более 3 % связано с вторичными процессами, проходившими наиболее интенсивно в органо-генных и органогенно-обломочных известняках. Промышленная их ценность подтверждена опробованием и профилями притока, ценность же коллекторов с пористостью менее 3 % окончательно не установлена. Имеется ряд факторов свидетельствующих как о возможности отнесения их к промышленным, так и о невозможности. Однако, на завершающей стадии разработки залежи очевидным становится то, что их потенциальные возможности как объектов эксплуатации снижены настолько, что они не представляют промышленного интереса.

Соотношение типов коллекторов определяет значительную неоднородность продуктивного массива по емкостным и фильтрационным параметрам. В каждой пачке зоны порового коллектора представляют собой сложно построенные разрезы и состоят из чередования низко- и высокопроницаемых разностей. Наибольшую газонасыщенную емкость имеет III литолого-коллекторская пачка. Толщина ее соизмерима с другими, а суммарная эффективная толщина поровых коллекторов, их коллекторские свойства выше, чем в других пачках. Несколько уступают ей по распределению пористости породы Y пачки, однако фильтрационные свойства их значительно снижены по сравнению с пачкой III и приближаются к IY пачке, обладающей более низкими физическими параметрами.

Величины суммарных эффективных газонасыщенных толщин поровых коллекторов в продуктивном разрезе характеризуются неравномерным распределением по площади. Максимальные их значения тяготеют к сводовой части структуры и западному крылу. Сокращение эффективных газонасыщенных толщин наблюдается на периклинальных замыканиях и на восточном погружении складки. Литологическое замещение коллекторов выявлено по результатам опробования в московских отложениях в скв.24 и 142.

2.4 Нефтегазоносность продуктивной толщи

Промышленные притоки газа получены практически во всех опробованных скважинах, вскрывших подошву отложений кунгурского яруса выше ГВК залежи.

Максимальные дебиты газа приурочены к московской части разреза, высокие - к башкирско-серпуховской. Средними дебитами характеризуется бобриковская часть разреза. Пермские объекты в большинстве скважин (кроме скв. 2 и 3) оказались «сухими», или, в лучшем случае, были получены слабые притоки. Аналогично характеризуется и михайловско-тульская карбонатная и глинисто-карбонатная толща.

Притоки и скопления нефти в разрезе залежи выявлены как в процессе разведки, так и текущей ее разработки. Они рассматриваются как спорадические, приуроченные к приконтактной зоне (скв. 14, 20, 31, 33, 36). Лишь нефтяное скопление, на южной периклинали складки, вскрытое скв. 26 и 49, получило промышленную оценку как нефтяная оторочка. В скв. 14 получен нефтяной фонтан, для остальных скважин характерна низкая продуктивность (дебиты определены в основном по подъему уровня). Скопления нефти в скв. 14, 20 и 31 оцениваются как тектонически изолированные, находящиеся в автохтонной части разреза.

В процессе текущей разработки месторождения притоки нефти и нефтепроявления были установлены в скв. 213,57 и 204 на северной периклинали месторождения, в скв. 187, 188, 192, 195 на северном куполе, в скв. 163, 179, 180, 233 - на среднем и в скв. 56, 79,190 и 231 - на южном куполе.

Нефтепроявление на южной периклинали, классифицированное как нефтяная оторочка, в результате дальнейшего разбуривания получило уточнение. Площадь подтвержденного опробованием нефтенасыщения расширилась на север до скв.190, интервал по вертикали увеличился с 60 м при оценке в работе до 143 м. Продуктивность же скважин остается низкой, практически непромышленной.

Анализ текущих уровней водо-, нефте- и газонасыщения продуктивного разреза месторождения, проведенный в работе, показал, что в нижней (гипсометрически) части залежи между чисто газонасыщенным и чисто водонасыщенным разрезом выделяется так называемая «переходная» зона. В пределах этой зоны некоторые скважины вскрыли нефтяные скопления, другие выявили смешанное насыщение (газоводяное с признаками нефти и смешанное нефтеконденсатное).

На распределение пластовых флюидов в «переходной» зоне оказывало влияние форсированное дренирование газоконденсатной залежи, которое привело к созданию наиболее благоприятных предпосылок для внедрения пластовых вод в залежь по отдельным проницаемым пропласткам, а также к снижению экранирующей способности нефтенасыщенной части разреза.

2.5 Выделение эксплуатационных объектов

Выделение объектов эксплуатации на месторождении предопределено массивно-пластовым характером залежи: отсутствием в разрезе регионально развитых изолирующих прослоев, широко развитой трещиноватостью, объединяющей весь продуктивный массив в единую газодинамическую систему. Это позволило все продуктивные горизонты рассматривать как единый объект эксплуатации, разрабатываемый одной сеткой скважин. В дальнейшем опыт разработки подтвердил правильность такого подхода. На завершающей стадии была проанализирована отработка отдельных горизонтов и частей залежи, кроме пачек, продуктивность и отработка которых не вызывали сомнений (С₂m и С₂b-С₁pr). Анализ показал нецелесообразность разукрупнения объектов эксплуатации, так как в процесс истощения вовлечен практически весь массив.

Изолированная залежь в бобриковких отложениях южного купола являлась самостоятельным объектом эксплуатации, но из-за малых запасов разработка ее велась одной скважиной.

На завершающей стадии разработки залежи методами дистанционных исследований установлены литолого-коллекторские пачки на разных куполах, являющиеся сегодня основными объектами разработки:

-на северном куполе - от московских до веневских карбонатов включительно. Подчиненное значение имеют михайловско-тульские и бобриковские отложения;

-на среднем куполе - основная газоотдача приурочена к отложениям московского яруса. Башкирские карбонаты нижнего карбона обладают газонасыщенным потенциалом лишь в своде купола.

- на южном куполе - в связи с активизацией внедрения пластовых вод в залежь в сводовой части и на северной периклинали купола работают только московские отложения.

Нефтяные скопления на южном куполе, классифицированные как нефтяная оторочка промышленного значения, в процессе длительной эксплуатации газоконденсатной залежи потеряли свое значение как объект разработки на нефть. За это время в залежь внедрилась пластовая вода, которая прорвала оторочку по проницаемой ее части, отжала часть подвижной нефти вверх по разрезу, образовав гипсометрически выше начального ГВК зону смешанного водо- нефте- и газоконденсатного насыщения.

2.6 Физико-химические свойства и составы флюидов

По типу, составам и свойствам добываемых флюидов весь фонд скважин подразделяется на три группы:

1) скважины «сухого» поля - продукция их представлена углеводородами, находящимися в газовой фазе; состав и свойства пластового газа и дегазированного конденсата характеризуются закономерными изменениями в зависимости от величины давления и глубины газоотдающего интервала;

2) скважины с жидкостными притоками - продукция их представляет собой пластовый газ и пластовые жидкие флюиды (выпавший в пласте конденсат, нефть и их смесь); состав и свойства добываемого газа и жидкой фазы могут изменяться в широких пределах;

3) продукция скважин промышленных полигонов, характеризующихся поступлением тюменского газа и ретроградных компонентов, перешедших в газовую фазу; в пластовых условиях эти углеводороды находятся в газовой фазе.

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В 1966 г. был выполнен «Комплексный проект опытно - промышленной эксплуатации Вуктыльского газоконденсатного месторождения Коми АССР», и с сентября 1968 г. началась практическая реализация его основных положений. Проектом было предусмотрено осуществить разработку без поддержания пластового давления с максимальным уровнем отбора газа 10 млрд.м³ в год при 66 скважинах и среднем дебите 500 тыс.м³/сут. В ходе дальнейшей эксплуатации месторождения осуществлялась его доразведка, уточнялись геологическое строение, план расстановки скважин, запасы углеводородного сырья и, соответственно, корректировались показатели разработки. Характер их изменения свидетельствует о продолжающейся до настоящего времени эксплуатации месторождения на газовом режиме без существенного проявления влияния внедрения пластовых вод.

В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи Вуктыльского НГКМ проводилась на основе «Комплексного проекта разработки Вуктыльского нефтегазо-конденсатного месторождения на завершающей стадии», утвержденного 26.03.90 г. заместителем председателя Правления государственного газового концерна Газпром.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с «Анализом состояния разработки Вуктыльского НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.», рассмотренным и утвержденным на заседании секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО Газпром (протокол № 14/95 от 9.12.95 г.).

Годовые объемы добычи газа в период 1991-1995 гг. превышали проектные на 1,4-16,3 % . Это связано с большим, относительно проектных, числом фактически действующих скважин за счет уменьшении резервного фонда. В 1996-1997 гг. на расхождение проектных и фактических объемов добычи оказал влияние более высокий коэффициент эксплуатации высокодебитных скважин.

С начала разработки месторождения содержание конденсата закономерно снизилось с 360 г/м³ до 44,91 г/м³ в 1987 г. Последующий период характеризуется монотонным ростом содержания конденсата в продукции скважин, что сказалось на среднем содержании С₅₊ в газовой фазе и извлечении стабильного конденсата. Повышенное содержание С₅₊ связано с проявлением двухфазной фильтрации и притоком жидких углеводородов к забоям эксплуатационных скважин практически всех УКПГ. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления (1994-1997 гг.), этот процесс, возможно, еще больше активизировался за счет начала прямого испарения выпавшего конденсата.

Фонд эксплуатационных, контрольно-наблюдательных и пьезометрических скважин соответствует проектному. Уменьшение фонда действующих скважин в 1997 г. связано с переводом 14 единиц в фонд нагнетательных скважин (реализация проекта «Конденсат-3»). Колебания коэффициента эксплуатации в период 1991-1995 гг. обусловлены перераспределением отборов между низкодебитными (периферийными) и высокодебитными (купольными) скважинами.

Cредневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление выше проектного, а в зоне дренирования в 1996-1997 гг. практически совпадает с проектным.

Условия подготовки газа (давление и температура) в основном соответствуют проектным. Динамика снижения давления на входе ДКС обусловлена необходимостью повышения эффективности работы низкодебитных скважин, выносящих дополнительное количество жидких углеводородов. Качество подготовки газа лучше, чем предусматривалось проектом - содержание С₅₊ в магистральном газе от 9,8 до 8,4 г/м³, что ниже проектного.

3.2 Состояние фонда скважин

Общий фонд скважин на основную газоконденсатную залежь по состоянию на 01.07.99 г. составляет 207 единиц, из них действующих 143, контрольно-наблюдательных 9, пьезометрических 8, геофизических 4, нагнетательных (по проектам «Конденсат-2, 3») для закачки тюменского газа 17, промстоков- 2.

Из числа эксплуатационных 19 скважин находятся в бездействии, в том числе:

1) В ожидании освоения после капремонта скв.79

2) В освоении после самоглушения находится скв.199.

3) В ожидании капремонта стоят 8 скважин по следующим причинам:

· по скв. 33 будет выполнена ревизия и ремонт струйного аппарата;

· по скв.163 планируется извлечение струйного аппарата и перевод скважины в нагнетательные по программе режим - регулятор;

· в скв. 169 пробка в НКТ;

· по скв.173 и 179 нет условий для выноса жидкости с забоя, необходим спуск специального оборудования;

· по скв.182 будут заменены НКТ и ФА, а также произведена перфорация отложений Р1;

· по скв.187 нарушение в НКТ;

· в скв. 213 пробка в НКТ.

4) В капремонте находится скв. 80. В скважину спущена установка циклического газлифта.

5) В ожидании ликвидации находится скв. 176. Аварийное состояние ствола.

6) В ожидании перевода в контрольно-наблюдательные 7 скважин:

· скв. 23, 26, 62, 65, 166 обводнены, и отсутствует приток пластовых флюидов;

· по скв. 146 отсутствует приток пластовых флюидов. Скважина не добурена до основных газоотдающих интервалов;

· в скв. 147 аварийное состояние ствола скважины.

В консервации находятся скважины 244,245,247, также пробуренные в основную залежь месторождения, но с низким притоком флюидов.

Разбуривание основной залежи было завершено в 1991 г.

Коэффициент эксплуатации по всему фонду на 01.07.99 г. составил 0,881, коэффициент использования 0,792. Увеличение коэффициента эксплуатации связано с переводом низкодебитных скважин УКПГ-1 в нагнетательные под закачку сухого тюменского газа, а в основном за счет увеличения времени работы высокодебитных скважин.

Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами (НКТ) различных диаметров. Так, в 39 скважинах спущены НКТ диаметром 73 мм, в 68 - 89 мм, в 7 -114 мм и в 9 - увеличенного диаметра-127 мм. Остальные скважины оборудованы двухступенчатыми лифтами в основном 114 89 мм. Эксплуатаци яскважин осуществляется по НКТ (138 скважин). Газлифтным способом оборудовано 74 скважины, работают в газлифтном режиме для обеспечения выноса жидкой фазы 42 скважины. В качестве энергетического используется тюменский газ высокого давления. Суточный расход газлифтного газа на скважину составляет 10-50 тыс.м³, в целом по всем газлифтным скважинам в сутки расходуется около 600 тыс.м³ сухого газа. С 1988 г. на месторождении основным методом удаления жидкости с забоев является перевод скважин на газлифтную эксплуатацию. Критериями перевода являются:

- высокое содержание жидкости в продукции скважин;

- низкий коэффициент продуктивности по газу.

Исходя из этих критериев переоборудованы на газлифтный режим 73 скважины.

На балансе ВГПУ находится 30 скважин, ликвидированных по различным причинам. Четыре из них (скв.25, 183, 195, 176) ликвидированы в результате обводнения, 14 скважин (203, 204, 210, 211, 212, 214, 215, 216, 226, 228, 232, 260, 300, 301) - разведочные, остальные ликвидированы по техническим причинам.

С 1993 г. в соответствии с проектом « Конденсат-2» осуществляется закачка в пласт тюменского газа через нагнететельные скважины УКПГ-8 (скв.128,269, 270, 273) и в рамках проекта «Конденсат-3» с февраля 1997 г. по скважинам УКПГ-1 (скв.18, 84, 86, 88, 91, 92, 102, 159, 170, 257, 259, 90, 93, 106).

Объем закачки за весь период реализации проектов составил 2118,85 млн.м³, из них 1720,6 млн.м³ по УКПГ-8.

Текущие дебиты скважин находятся в пределах 5-250 тыс.м³/сут. при среднем дебите по залежи 58,3 тыс.м³/сут. С дебитом от 5 до 50 тыс м³/сут работают 90 скважин, от 50 до 100 тыс.м³/сут- 38, свыше 100 тыс.м³/сут работают скв. 89, 7 , 104, 105, 108, 95, 116, 119, 121, 127, 129, 130, 100, 251. Средняя депрессия составляет 0,98 Мпа.

Рабочее устьевое давление находится в пределах 1,051,6 МПа, давление сепарации 0,981,17 МПа.

Режимы работы скважин на данном этапе разработки месторождения определяются давлением на приеме ДКС. В связи с этим ряд сводовых скважин работает периодически.

4. Экономическое обоснование варианта доразработки Вуктыльского НГКМ

4.1 Краткие сведения о варианте доразработки Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора

Разработка газоконденсатных месторождений на режиме истощения сопряжена с целым рядом негативных технико-технологических и социальных последствий. Принимая во внимание то, что по газодобывающим регионам России к настоящему времени сформировались большие группы истощенных газоконденсатных месторождений, следует констатировать существование актуальнейшей проблемы газодобывающей отрасли включающей необходимость решения следующих задач:

-сохранение фонда работоспособных скважин;

-увеличение продуктивности добывающих скважин;

-вовлечение в активную разработку остаточных запасов газа и особенно газового конденсата;

-повышения газоконденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторождений.

Исследования ВНИИГАЗа позволили предложить технологию эксплуатации газоконденсатных месторождений, истощенных до давления 3-5 МПа (патент ВНИИГАЗа №2055980). Научные основы метода воздействия на пласт включают следующие моменты:

-нагнетание в пласт предельно неравновесного по отношению к выпавшей жидкой углеводородной фазе газообразного агента (сухого, менее плотного и менее калорийного газа);

-замещение в пласте жирного газа на нагнетаемым сухим газом;

-испарение за фронтом вытеснения легких фракций ретроградного конденсата закачанный газ и последующее извлечение смеси из пласта;

-поддержание пластового давления в зоне воздействия и стабилизации работы как добывающих скважин, так и промысловой системы подготовки газа и конденсата к транспортировке;

-снижение давления забрасывания объекта повышения газоконденсатоотдачи пласта.

В соответствии с утвержденным ЦКР «Газпрома» в1989 году проектом «Конденсат-2» на Вуктыльском НГКМ реализуется «Технологическая схема эксплуатации опытного участка в районе УКПГ-1 с закачкой сухого газа в пласт», которая предусматривает:

-вытеснение пластового газа сухим;

-повышение степени извлечения углеводородов, в том числе за счет испарения в сухой неравновесный газ широкого спектра жидких углеводородов и ретроградного конденсата;

-замедление темпа падения пластового давления;

-стабилизацию работы эксплуатационных скважин и повышение их производительности.

Результаты исследования на промышленном полигоне Вуктыльского НГКМ наглядно доказывают целесообразность закачки сухого тюменского газа и возможность применения этой технологии на реальных газоконденсатных месторождений работающих на режиме истощения.

4.2 Экономическая оценка эффективности проекта

Расчеты экономической эффективности выполнены в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)", утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомитетом РФ по строительству, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.

В качестве основных показателей, характеризующих коммерческую эффективность, приняты: чистый денежный доход (ЧД), дисконтированный денежный доход, срок окупаемости капитальных затрат, внутренняя норма доходности проекта (ВНД).

Коммерческая эффективность проекта доразработки месторождения оценена по трем вариантам: наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант Р0) рассмотрены два варианта с закачкой сухого тюменского газа в пласт (варианты Р2 и Р4), отличающиеся различными темпами нагнетания газа и сроками ввода в работу нагнетательных скважин.

Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на продукцию капитального строительства (обустройство УКПГ, строительство трубопроводов) и на элементы эксплуатационных затрат в добыче, транспорте и переработке УВ по состоянию на 01.07.2004г.

Таблица 1 - Исходные данные для расчета экономической эффективности

Показатели	Значение
1. Ставки налоговых платежей и отчислений
НДС на 01.01.2004 г.	18%
Налог на добычу полезных ископаемых (газ)	107 руб./тыс. м3
Налог на добычу полезных ископаемых (конденсат)	17,5%
Налог на имущество	2,2%
Налог на прибыль	24%
2. Амортизационные отчисления
Газовые скважины	8,3%
Нефтяные скважины	6,7%
Промысловые сооружения	7,6%
Трубопроводы	5%
3. Цены на реализуемую продукцию
Цена реализации газа:
- Республика Коми	739 руб./тыс. м3
- Архангельская область	828 руб./тыс. м3
- Вологодская область	871 руб./тыс. м3
Цена реализации газа на экспорт (без транспортных и	67,5 долл./тыс. м3
таможенных расходов)
Цены на СПБТ (без транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	1350 руб./т
на экспорт	99,5 долл./т
Цены на СК (без акциза, транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	4407 руб./т
на экспорт	120,1 долл./т
Цены на ПА (без транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	8860 руб./т
на экспорт	119,1 долл./т
Доля реализации газа на внутреннем рынке	70%
Доля реализации газа на экспорт	30%
Доля реализации СПБТ на внутреннем рынке	40%
Доля реализации СПБТ на экспорт	60%
Доля реализации СК на внутреннем рынке	40%
Доля реализации СК на экспорт	60%
Доля реализации ПА на внутреннем рынке	10%
Доля реализации ПА на экспорт	90%
Курс доллара	29,05 руб./долл.
4. Прочие исходные данные
Коэффициент дисконтирования	10%

Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки.

Капитальные затраты на дообустройство Вуктыльского НГКМ по рассматриваемым вариантам определены на основании технологической схемы нагнетания газа в пласт.

В составе капитальных вложений учтены затраты на:

· строительство дополнительных сетей трубопроводов для закачки сухого тюменского газа в пласт;

· реконструкцию УКПГ-2,3,5,8 (оборудование системы разводки закачиваемого в пласт газа, строительство замерных линий для контроля за газоконденсатной характеристикой скважин).

Для оценки капитальных затрат на дообустройство ВНГКМ использованы данные проектно-сметной документации на строительство объектов газовой промышленности в зоне деятельности ООО «Севергазпром».

Следует отметить, что капитальные вложения, предусмотренные Дополнением к «Технологической схеме эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора» на 2003 и 2004 гг. не были освоены в полном объеме. Поэтому в расчетах для периода 2005-2031 гг. неосвоенные своевременно капитальные вложения были перенесены на 2005 г., что в свою очередь нашло отражение в увеличении срока окупаемости проекта и снижении внутренней нормы доходности проекта.

Таблица 2 - Капитальные затраты на реализацию проекта на период 2005-2031 гг.

Направление затрат	Вариант Р2	Вариант Р4
	млн. руб
Реконструкция УКПГ	307,5	307,5
Строительство трубопроводов	208,7	164,2
Всего затрат	516,2	471,7

Планируемые виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по рассматриваемым вариантам определены с учетом состава природного газа и нестабильного конденсата, существующих и проектируемых технологий.

Прогноз получения продуктов переработки природного газа (пластового и тюменского из пласта) и нестабильных ЖУВ по рассматриваемым вариантам приведен в таблице 3.

Таблица 3 - Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

Показатели	Единица измерения	Вариант РО	Вариант Р2	Вариант Р4
Продукция переработки газа
- газ отбензиненный	млрд. м3	16,3	54,05	53,87
- СПБТ	млн. т	1,2	2,83	2,87
- ПА	млн. т	0,76	1,66	1,71
- стабильный конденсат	млн. т	0,17	0,42	0,43
Продукция переработки конденсата
- стабильный конденсат	млн. т	0,95	2,72	2,76
- СПБТ	млн. т	0,36	0,92	0,97
- газ стабилизации	млрд. м3	0,07	0,17	0,18
Всего продукции
- газ сухой	млрд. м3	16,37	45,18	54,05
- стабильный конденсат	млн. т	1,12	3,14	3,19
- СПБТ	млн. т	1,56	3,75	3,84
- ПА	млн. т	0,76	1,66	1,71

Исследование текущего состояния и перспектив рынка сбыта продукции переработки СГПЗ показали возможность реализации стабильного конденсата, пропан-бутановой смеси, пропана технического на внутреннем и внешнем рынке. Доля поставок СК и СПБТ на внешнем рынке принята по сложившейся схеме - 60%, основной объем пропана предполагается поставлять на экспорт (90%). Отбензиненный газ планируется реализовать по следующей схеме: 70% - газораспределительным организациям в Республике Коми, Вологодской и Архангельской областях, 30% на экспорт.

При расчете дохода от реализации товарной продукции приняты цены предприятия без учета транспортных и таможенных расходов по экспорту продукции, налога на добавленную стоимость. Цена на газ, реализуемый ГРО, принята в соответствии с Постановлением Федеральной энергетической комиссии. Цена газа на экспорт определена в г. Сосногорск, в данную цену не входят расходы по доставке газа потребителям, таможенные пошлины.

Таблица 4 - Выручка от реализации продуктов переработки

Показатели	Вариант РО	Вариант Р2	Вариант Р4
	млн. руб.
- газа	18114	59947	59756
- СК	4338	12158	12311
- СПБТ	3616	8530	8758
- ПА	3167	6611	6812
Всего выручка	29235	87246	87637

Текущие расходы определены по следующим составляющим затрат:

· на добычу углеводородного сырья;

· на транспорт природного газа и нестабильных ЖУВ от Вуктыльского месторождения до Сосногорского ГПЗ;

· на переработку углеводородного сырья на СГПЗ;

· на транспорт товарного газа до потребителей.

Оценка годовых эксплуатационных издержек выполнена на основе статистического анализа фактических затрат на добычу, транспорт до СГПЗ и переработку углеводородного сырья.

Текущие расходы на добычу природного газа и нестабильного конденсата определены по основным элементам затрат:

материальные затраты;

заработная плата с отчислениями;

амортизационные отчисления;

затраты на капитальный ремонт;

налоговые платежи и отчисления;

затраты на экологию;

прочие расходы.

Годовой фонд заработной платы и отчислений определены исходя из планируемой численности работников и среднемесячной заработной платы, сложившейся в ВГПУ на 01.07.2004 г.

Затраты на электроэнергию и вспомогательные материалы рассчитаны по действующим тарифам и фактическим расходам этих ресурсов.

Включаемый в себестоимость добычи УВ налог на добычу природного газа рассчитан по ставке 107 руб./тыс. м³. Налог на добычу нестабильных ЖУВ исчисляется по ставке 17,5% от их стоимости.

Затраты на проведение капитального ремонта основных производственных фондов составляют 2,0% от балансовой стоимости ОФ и учтены соответствующей статьей эксплуатационных затрат.

Текущие расходы на транспорт углеводородной продукции до Сосногорского ГПЗ рассчитаны с использованием удельных текущих затрат на транспорт и прогнозных показателей объемов добычи газа и жидких углеводородов.

Эксплуатационные затраты на переработку углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по действующей технологии определены, исходя из фактических показателей по участку низкотемпературного разделения газов и участку переработки нестабильного конденсата (удельные расходы электроэнергии, теплоэнергии, вспомогательных материалов, амортизационные расходы действующих основных производственных фондов, численность обслуживающего персонала, среднемесячная заработная плата). Текущие расходы по комплексной переработке газа на проектируемой установке газоразделения (ввод в эксплуатацию предполагается в 2004г.) рассчитаны на основе данных проекта "Реконструкция производства газопереработки на Сосногорском ГПЗ", выполненного Филиалом ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз.

Для экономической оценки использованы следующие основные показатели:

капитальные вложения в дообустройство месторождения;

...