Фирма в сфере рыночной экономики. Экономическая и социальная эффективность производства

Основные гидродинамические методы ПНП, применяемые в НГДУ «Елховнефть»:

1. Циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков в пласте;
2. Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти:
1. . Бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ;
2. Геолого-физические методы воздействия на призобойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных коллекторов.

1. Циклическая закачка воды с  изменением направления фильтрационных  потоков в пласте. В отчетном  году под циклической закачкой  находилось 950 скважин, за счет  метода дополнительно добыто 222,950 тыс. тонн нефти, за счет  скважин освоенных в отчетном году, дополнительно добыто – 18,982 тыс. тонн нефти. Метод циклической закачки воды доказал свою эффективность, но для его более успешного осуществления существует много проблем. По КНС, закачивающей пресную воду: на блоке №1 (доля закачиваемой пресной воды – 100 %), на блоке №2 (доля закачиваемой пресной воды – 46 %) Акташской площади. На блоке №9 (доля закачиваемой пресной воды – 36 %), на блоке №10 (доля закачиваемой пресной воды – 37%) Ново-Елховской площади, на блоке №12 (доля закачиваемой пресной воды – 97 %) Федотовской площади. На залежах №11, 12, 21,22,42,102 (доля закачиваемой пресной воды – 100 %), на залежи № 41 (доля закачиваемой пресной воды – 91 %), на залежи № 43 (доля закачиваемой пресной воды – 39 %), на залежи № 122 (доля закачиваемой пресной воды – 12 %), циклирование не производится в зимнее время. Все это не позволяет наиболее полно осуществить целенаправленное нестационарное заводнение и получить максимальную нефтеотдачу.

2. Вовлечение в разработку недренируемых запасов заключается вбурении дополнительных скважин для извлечения запасов нефти из застойных и тупиковых зон, из линз, алевролитов, то есть из тех зон пласта, из которых существующей сеткой скважин извлечь нефть не удается. Метод вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти включает в себя два комплекса мероприятий:

- бурение дополнительных скважин  и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем  изоляционных работ;

- геолого-физические методы воздействия  на призобойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенный и карбонатных коллекторов.

2.1. бурение дополнительных скважин  и усиление систем заводнения. Ново-Елховское месторождение нефти  кыновско-пашийских горизонтов девона  находится на поздней стадии  разработки.

Запасы нефти  отобраны – 77,26 %, остаточные запасы нефти  сосредоточены, в основном, в застойных, тупиковых зонах, в линзах и алевролитах, то есть в тех зонах пластов, из которых пробуренной сеткой скважин  извлечь не удается. Для вовлечения в разработку этих недренируемых запасов производится бурение дополнительных добывающих скважин и усиления систем заводнения путем ввода новых скважин под закачку воды. В 006 году пробурена и введена в работу 31 скважина и освоено под закачку воды 39 скважин. За счет проведения всех этих мероприятий дополнительная добыча нефти составила – 428,093 тыс. тонн, в том числе за счет мероприятий отчетного года – 62, 910 тыс. тонн нефти.

2.2. Геолого-физические методы воздействия  на призобойную зону пласта  включает: вовлечение в разработку слабопроницаемых коллекторов. В целях изучения вопроса по вовлечению в активную разработку запасов нефти, приуроченных к слабопроницаемым коллекторам и создании эффективной технологии, системы воздействия по выработке запасов нефти из малопроницаемых терригенных коллекторов на юго-востоке Ново-Елховской площади,   определен   участок  в  пределах  №11  блока  по пачке пластов “аб₁б₂₊₃”. Поставленные задачи выполнены, в настоящее время ведется контроль состояния разработки. По состоянию на 01.01.2007 года добыча с участка составила 7,291 тыс. тонн нефти, дополнительная добыча нефти составила 7,129 тыс. тонн нефти за счет проведенных ГТМ.

Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяет  восстановить дебиты и повысить забойные давления.

Вовлечения в разработку карбонатных  коллекторов на сегодня является одной из актуальнейших задач, поскольку  доля текущих запасов нефти в  карбонатных коллекторах от общих  запасов составляет 59,2 %, а добыча 53,5 % от общей добычи нефти. Исходя из вышеизложенного, необходимо шире практиковать имеющиеся на вооружении прогрессивные методы воздействия на продуктивные пласты.

Влияние предлагаемых мероприятий  на ТЭП предприятия (производительности труда, уровень рентабельности, численность, фонд оплаты труда, среднюю зарплату, издержки производства, прибыль)

Рассмотрим влияние  внедрения ГРП на ТЭП предприятия, которые представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.1

Сопоставление основных технико-экономический показателей  до и после внедрения

Как видно из данных, представленных в таблице, произошло снижение технико-экономических  показателей предприятия. В большей  степени произошло снижение затрат на ГРП именно на 496 тыс. руб. Также снизилась себестоимость на 0,07 рублей. Финансовые результаты, то есть прибыль и рентабельность  увеличились, а именно прибыль на 11040 руб., рентабельность – на 0,02 %. Это является положительным для предприятия. Прирост добычи нефти за счет ГТМ составил 58,86 тыс. тонны. Производительность труда изменилась на 20,64 тыс. руб./чел. Это связано с тем, что численность практически не изменилась, а увеличилась добыча. Средняя цена нефти без налогов составила 5782 руб. Средняя зарплата в 2006 году составила 19652 руб., что выше уровня прошлого года на 30,7 %.

Мероприятия, направленные на внедрение инноваций в производство продукции.

В последние годы практически все  нефтяные компании большое внимание уделяют качеству строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов. Для этого широко привлекают новые прогрессивные технологии бурения. Ни для кого не секрет, что эффективность разработки нефтяного месторождения в первую очередь определяется состоянием призабойной зоны пласта, которая подвержена различным физико-химическим изменениям, как в процессе его вскрытия, так и при эксплуатации скважин.

 Бурение скважин традиционным  способом осуществляется на репрессии,  когда давление в скважине промывочной жидкости превышает пластовое давление

Все скважины пробурены по двух этапной технологии с предварительным спуском 168мм колонны в кровельную часть отложений и последующим вскрытием  продуктивной  толщи долотами малого диаметра 139,7мм на водных растворах неогенных ПАВ (МЛ 80, неонол). За счет применения легких безглинистых растворов и высоких механических скоростей бурения. Вскрытие продуктивных пластов велось в режиме равновесия, а на неразрабатываемых участках с начальным пластовым давлением и в режиме  притока. Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в значительной степени определяется перепадом давления на пласт. Как правило, при традиционном бурении продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Естественно при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата бурового раствора, что в свою очередь ведет к сложным физико-химическим процессам в призабойной зоне пласта.

Также очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит от качества бурового раствора и продолжительности вскрытия пласта. Под воздействием превышающего давления в стволе скважины над давлением в пласте и в результате фильтрации бурового раствора в пласт происходит нарушение равновесного состояния, нефть и газ в пластовых условиях переходят в состояние коллоида или, в современной терминологии, ультромикрогетерогенную систему, которая в сою очередь затрудняет приток жидкости к забою скважины. Для повышения дебитов скважин и коэффициента извлечения нефти необходимо обеспечить сохранность фильтрационно-ёмкостных свойств пласта в процессе строительства скважины т.к. на различных  этапах строительства скважины происходит их ухудшение, а производительность пласта снижается на порядок. Наиболее радикальным решением этой проблемы является бурение продуктивных отложений на равновесии (депрессии) в системе скважина – пласт. Вскрытие пластов в условиях депрессии создает предпосылки для сохранения естественного состояния вскрываемых продуктивных пород.

Т.к. при депрессии практически  полностью исключается проникновение в пласт бурового раствора. Еще одним существенным отличием от традиционного бурения является то, что бурение на депрессии осуществляется с применением закрытой циркуляционной системой. В качестве промывочной жидкости используется раствор на нефтяной основе, разбавленный азотом. Для поддержания требуемого давления промывочной жидкости в призабойной зоне и регулирования его значения на устье скважины создается избыточное давление, которое поддерживается управляемой системой дросселирования. Таким образом, забойное давление регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности промывочной жидкости, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом).

Системы разработки с ГС обеспечивают более высокие текущие уровни добычи нефти и конечной нефтеотдачи. В то же время, ГС является более сложным и дорогостоящим сооружением, чем вертикальные.

Стоимость первоначальных ГС превышает  стоимость вертикальных в 2-3 раза, а затем по мере накопления опыта это соотношение снижается до 1,3 - 1,5 в зависимости от глубины скважины и протяженности горизонтального ствола. 

Эффективность от бурения ГС принято  определять по отношению к вертикальным скважинам (ВС). Относительная технологическая эффективность ГС характеризуется отношением текущих дебитов или накопленных показателей добычи нефти при разработке месторождений ГС и ВС. Разность этих показателей определяет дополнительную добычу за счет ГС.

Расчет экономической эффективности мероприятия.

Технология предназначена  для оптимизации разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Применение технологии позволяет решать задачи по увеличению охвата выработкой запасов нефти и коэффициента извлечения нефти:

• за счет бурения горизонтальных скважин или горизонтальных стволов из старых скважин с их размещением в зонах, охватывающих застойные целики нефти, местоположение которых определяется моделированием и  при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами горизонтальные стволы размещают по линии, соединяющей эти зоны (патент № 2101475);
• за счет бурения горизонтальных скважин в многопластовых объектах с траекторией ствола, позволяющей проводить горизонтальную часть  стволов в каждом пласте, а также с размещением точки входа горизонтального участка ствола в пласт в зонах менее подверженных обводнению и с последующим многократным отсечением конечных участков горизонтального ствола в процессе обводнения (патент № 2057913);
• за счет бурения горизонтальных скважин в многопластовых объектах с определением длины ствола в пластах прямо пропорциональной запасам нефти и обратно пропорциональной их продуктивности (патент № 2024740). 

Таблица 4.2

Исходные данные для  расчета экономического эффекта строительства горизонтальной скважины

Влияние  мероприятия на себестоимость добычи нефти в НГДУ «Елховнефть».

Сопоставление себестоимости добычи нефти до и после применения мероприятия «Геолого-технологическое обоснование строительства горизонтальных скважин».

Таблица 4.3