Файл: Nachalo_otcheta.doc

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Лениногорскнефть» является крупным структурным подразделением АО «Татнефть» ». Оно действует на принципах хозяйственного расчета, осуществляет первичный бухгалтерский учет финансово-хозяйственных операций.

Основа деятельности любого предприятия является производственный процесс, который представляет собой совокупность взаимосвязанных основных, вспомогательных и обслуживающих процессах труда, направленных на изготовление продукции, выполнение работ. Основной целью деятельности нефтегазодобывающего управления (НГДУ), как и любого другого предприятия, является получение прибыли.

Основная задача НГДУ «Лениногорскнефть» сводится к добыче запланированного объема нефти при плановых затратах.

Основными видами деятельности НГДУ являются:

разработка нефтегазовых и битумных месторождений;
добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация;
ремонтно-строительные работы;
жилищно-бытовое и культурно-оздоровительное обслуживание;
выполнение строительства производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, жилья и объектов соцкультбыта;
осуществление эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности, нефтепромыслового оборудования и спецтехники, грузоподъёмных кранов, водогрейных и паровых котлов, сосудов, работающих
под давлением, объектов газового хозяйства;
выполнение изыскательных и маркшейдерских работ;
проведение дефектоскопии нефтепромыслового, технологического оборудования, нефтепроводов, водоводов и газопроводов;
осуществление подготовки кадров (основных профессий) для объектов нефтяной и газовой промышленности;
производство асфальта, раствора, бетона, щебня;
геофизические и гидродинамические исследования скважин;
производство товаров народного потребления и оказание платных услуг населению;
осуществление других видов производственной, научно-технической, коммерческой и иной деятельности, не противоречащей Уставу ОАО «Татнефть» и действующему законодательству.

Основными производственными единицами НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНиГ №1, ЦДНиГ №2, ЦДНиГ №3, ЦДНиГ №4, ЦДНиГ №5), цех поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта (ЦППД), цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС), цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКПиПН), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), прокатно-ремонтный цех глубинно - насосного оборудования (ПРЦГНО). Кроме того, на данной организационной структуре представлены и вспомогательные цеха.

В новых экономических условиях, определяемых рыночными отношениями, предприятия организуют производство и сбыт продукции с целью удовлетворения потребностей рынка и получения прибыли.

Успешность работы предприятия характеризуется уровнем технико-экономических показателей, уровнем выполнения и напряженности плановых заданий. Эффективное функционирование НГДУ «Лениногорскнефть», как и другого предприятия, достигается за счет рациональной организации текущей производственной, коммерческой и финансовой видов деятельности.

Р азработка нефтяных месторождений

Геология района

Ромашкинское месторождение, находящееся в промышленной разработке с 1952 года, нагнетательными рядами разделено на 21 площадь. Ширина выделенных объектов находятся в пределах от 8,0 км (Зай -Каратайская, Чишминская) до 13,5 км (Южно - Ромашкинская). Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн.т. был достигнут на Ромашкинском месторождении в 1970г. Добыча нефти на уровне 80 млн.т. удерживалась в течение 6лет. Ромашкинское месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения, увеличением (в 5 - 10 раз) выбытия скважин из эксплуатационного фонда, снижением в 1,5 - 2 раза эффективности геолого - технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти - это объяснялось еще и ухудшением структуры запасов. Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985г. На поздних стадиях разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и коэффициента нефтеизвлечения пластов. Это достигается регулированием закачки воды по нагнетательным и отбором по добывающим скважинам.

НГДУ “Лениногорскнефть” разрабатывает следующие нефтяные площади:

Южно - Ромашкинская, Западно - Лениногорская, Зай - Каратайская, Куакбашская, Залежь №1 бобриковского горизонта, Залежь №15, Залежь 301, 302, 303.

Южно-Ромашкинская площадь введена в разработку в 1956 году. В настоящее время находится в завершающей 4 стадии разработки и характеризуется закономерным падением дебитов нефти.

Южно - Ромашкинская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания пашийского горизонта отмечаются в северной части площади - 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д₁ составляют - 1402,4 м.

В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный - суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от - 13,7⁰ до -14,5⁰ С. Минимальная температура иногда достигает - 45⁰ С. Максимальная температура достигает +38⁰ С. Средняя июльская - колеблется от +18,5⁰ до +19,5⁰ С.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского горизонта франского яруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, коллекторами, в которых являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе горизонта Д₁ выделяются (сверху вниз) пласты: ”а”, “б₁”, “б₂”, “б₃”, “в”, “г₁”, “г₂”, “д”. Эти пласты распространены по площади и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной стороны, многообразие сочетаний пластов, с другой стороны - преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний. На площади преобладают разрезы скважин с 4-мя, 5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67,2 % всех сочетаний.

Пласт “а” имеет основное развитие в центральной части площади, где он представлен песчаником 1 группы меридиального направления и составляет 39,0 % от всей площади. По распределению алевролиты занимают 38,9 % всей нефтеносной площади. Пласт маломощный, средняя толщина

1,30 м. Толщина пласта меняется от 1,0 до 6,0 м., средняя пористость 0,213 доли ед., проницаемость 0,267 мкм². Пласт “а” содержит 6,0 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 7,445 тыс.т. нефти, что составляет 36,3 % от балансовых и 78,9 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Темп отбора от НИЗ составил 0,28 %. Обводненность продукции по пласту “а” - 64,8 %, что на 2,7 % ниже прошлого года (2005 г.). Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой воды на 92,6 %.

Пласт “б₁”- маломощный - средняя толщина - 3,87 м, пористость 0,213 доли ед., проницаемость - 0,290 мкм². Пласт “б₁” содержит 4,2 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 5,280 тыс.т. нефти (36,0 % - от балансовых, 79,2 % -от НИЗ). Темп отбора от НИЗ составил 0,27 %. Обводненность продукции в 2001г. составила 62,5 %. Отбор жидкости из пласта компенсирован закачкой на 94,3 %.

Пласт “б₂”- маломощный - средняя толщина 2,33 м, пористость - 0,188 доли ед., проницаемость - 0,290 мкм². Пласт “б₂” содержит 6,0 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки извлечено 7,071 тыс.т. нефти (35,6 % - от балансовых запасов, 74,2 % - от НИЗ). Обводненность продукции в 2006г. составила 70,1 %. Темп отбора от НИЗ - 0,34 %. Отбор жидкости из пласта в 2001г. компенсирован закачкой на 96,5 %.

Пласт “б₃”- 71,6 % площади занято коллекторами, средняя толщина пласта - 4,15 м, средняя пористость – 0,214 доли ед., проницаемость - 0,387 мкм².

Пласт “б₃” содержит 14,6 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 21,650 тыс.т. нефти (47,9 % - от балансовых запасов, 94,8 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,31 %, а обводненность продукции - 84,5 %. Компенсация отбора закачкой составляет 96,8 %.

Пласт “в”- средняя толщина пласта 3,3 м, средняя пористость – 0,213 доли ед., проницаемость - 0,398 мкм². Пласт имеет более лучшие коллекторские свойства на юге площади. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Водонефтяная зона вскрыта только на востоке площади и составляет 0,4 %, нефтенасыщенная площадь - 58 %. Пласт “в” содержит 17,8 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 26,587 тыс.т. нефти (49,4 % - от балансовых, 98,8 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,32 %, обводненность продукции - 84,5 %, отбор жидкости компенсирован закачкой на 96,8 %. По пласту “в” освоены под нагнетание 3 скважины.

Пласт “г₁”- в основном состоит из песчаников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д₁. Средняя толщина пласна - 4,23 м, средняя пористость – 0,21 доли ед., проницаемость - 0,378 мкм². Пласт “г₁” содержит 19,5 % извлекаемых запасов горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 27,813 тыс.т. нефти (48,6 - от балансовых запасов, 90,2 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2001г. составил 0,22 %, обводненность продукции - 91,9 %. Отбор жидкости компенсирован закачкой на 91,0 %. Ввиду высокой обводненности продукции в добывающих скважинах отключали частично или полностью нижние обводнившиеся пласты “г₁” и “г₂”.

Пласт “г₂”- представлен в основном песчаными коллекторами. Средняя пористость пласта 0,187 доли ед., коэффициент проницаемости - 0,391 мкм². Пласт “г₂” содержит 25,5 % извлекаемых запасов нефти пашийского горизонта. С начала разработки отобрано 33,173 тыс.т. нефти (49,1 % от балансовых, 82,3 % от НИЗ). Темп отбора от НИЗ в 2006г. составил 0,07 %, обводненность продукции по пласту - 94,7 %. Отбор жидкости компенсирован закачкой на 90,4 %.

Пласт “д” представлен в основном песчаными коллекторами. Нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважинах, составляющих 21,7 %, остальные - 78,3 % приходятся на водонасыщенные коллектора, пористость пласта 0,211 доли ед., проницаемость - 0,302 мкм². Пласт “д” содержит 6,4 % извлекаемых запасов нефти горизонта Д₁. С начала разработки отобрано 7,637 тыс.т. нефти (42,8 % - от балансовых запасов, 75,7 % - от НИЗ). Темп отбора от НИЗ - 0,04 %, обводненность по пласту составила 87,2 %.

Физико-химические свойства нефти и газа продуктивных отложений Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения представлены в таблице 1

Таблица 1 Физико - химические свойства нефти и газа продуктивных отложений Южно - Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения

Параметры	Средние значения параметров физических свойств и состава нефти и газа продуктивных отложений пашийского горизонта
Плотность, кг/м³	862,0
Динамическая вязкость, мПа*с	3,7
Газонасыщенность, м³/т	61,1
Давление насыщения газом, Мпа	8,4
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Плотность, кг/м³	925,4
Массовое содержание, %: Серы Парафина Асфальтенов Смол	1,6 4,9 4,9 13,6

Южно - Ромашкинская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. по площади отобрано 86,7 % извлекаемых запасов нефти.

За 2007 год добыто 334,0 тыс.т. нефти, 2699,2 тыс.т. жидкости. Обводненность продукции составила 87,6 %, что на 0,4 % выше 2006 года.

Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 104,1 %.

Пластовое давление по площади 16,94 МПа, в зоне отбора 16,29 МПа, забойное давление - 9,28 МПа.

Среднесуточный дебит по нефти на конец года составил 2,3 т/сут., дебит по жидкости - 18,7 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г.:

пробуренный 1173

эксплуатационный 522

нагнетательный 251

прочие скважины 400

Нормы по добыче нефти перевыполнены на 2,9 тыс.тонн.

Западно - Лениногорская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. на площади отобрано 87,4 % извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,44.

За 2007 год добыто 283,8 тыс.т. нефти, 1959 тыс.т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 2007,9 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность продукции составила 85,5 %. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой на 104,4 %. Пластовое давление по площади в зоне отбора составляет 17,2 МПа, забойное - 9,7 МПа.

Среднесуточный дебит нефти на конец года равен 2,4 т/сут., дебит по жидкости - 16,7 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 915

эксплуатационный 379

нагнетательный 203

прочие скважины 333

За 2007 год проектный уровень добычи нефти перевыполнен на 3,7 тыс.т. Принято из бурения 8 скважин. Введено на нефть 7 скважин. Освоено под нагнетание воды в пласт 9 скважин.

Зай - Каратайская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. на площади отобрано 83,3 % извлекаемых запасов нефти. За 2007 год добыто 406,9 тыс. т. нефти, 2813,7 тыс. т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 2534,2 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность продукции 85,5 %, отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 88,4 %. Пластовое давление по площади в зоне отбора - 15,5 МПа, забойное - 9,5 МПа.

Среднесуточный дебит по нефти на конец года равен 3,2 т/сут., жидкости - 9,2 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 859

эксплуатационный 442

нагнетательный 194

прочие скважины 223

В 2001 году нормы по добыче нефти перевыполнены.

Куакбашская площадь

По состоянию на 1.01.2008г. по площади отобрано 89,7 % извлекаемых запасов нефти. За 2007 год добыто 68,7 тыс. т. нефти, 186,0 тыс. т. жидкости. В продуктивные пласты закачано 187,4 тыс. м³ воды.

Среднегодовая обводненность составляет 85,5 %. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой на 80,7 %.

Пластовое давление по площади в зоне отбора составляет 16,7 МПа, забойное - 10 МПа. Среднесуточный дебит нефти на конец года - 3,5 т/сут., жидкости - 9,2 т/сут.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008г. составляет:

пробуренный 257

эксплуатационный 68

нагнетательный 31

прочие скважины 158

В 2007 году нормы по добыче нефти выполнены.

Залежь №1 бобриковского горизонта

По состоянию на 1.01.2008 г. пробурено 829 и возвращено 147 скважин. В отчетном году пробурено на залежи 1 скважина.

Фонд скважин по состоянию на 1.01.2008 г. составил:

1. Действующий фонд 432