1.1 Значение развития и повышения
Башкирский нефтяной регион является одним из первых, на территории которого началась промышленная разработка запасов углеводородного сырья Урало-Поволжья. За 70 лет освоения нефтяных богатств республики большая часть месторождений вступила в позднюю и завершающую стадии разработки с естественным ухудшением их технико-экономических показателей, что влечет за собой ежегодный рост затрат на извлечение нефти и осложнение экономического положения добывающих предприятий. В условиях, когда воспроизводство сырьевой базы региона не восполняется в должной мере и не компенсирует общее падение добычи нефти, когда выработка запасов в целом по региону превышает 80%, когда растет удельный вес трудноизвлекаемых запасов, принято говорить о «старении» нефтяного региона, о его истощающихся ресурсах.
Башкирский нефтяной регион, являясь крупнейшим в России, одним из первых вступил в эту стадию, и поэтому может служить хорошим примером для других регионов.
Современный этап развития нефтегазодобычи в республике характеризуется тем, что во многом исчерпаны возможности реализации экстенсивных факторов роста, а рыночные отношения вынуждают предприятия выпускать конкурентоспособную продукцию и при этом ориентироваться только на собственные силы и возможности. Складывающаяся экономическая ситуация заставляет искать и использовать новые факторы роста, предопределяющие разработку современных механизмов управления, направленных на интенсификацию воспроизводственного процесса и повышение эффективности производства.
Экономическая эффективность нефтедобывающего производства определяется многочисленными факторами: уровнем техники и технологии производства, социально-экономическими условиями хозяйствования, наличием научно-технического потенциала, квалифицированного кадрового состава и др. Особое значение здесь имеет природный горно-геологический фактор, который зачастую оказывает решающее влияние на эффективность функционирования нефтегазовых компаний. Недооценка данной проблемы в прошлые периоды времени отрицательно влияла на решение многих крупных, весьма актуальных, теоретических и практических вопросов поступательного развития общества.
Исследование проблемы эффективности промышленного производства приобретает особую актуальность в настоящий период, когда наметились
территории куста.
- Производит отпуск нефти для бригад КРС на технологические нужды в соответствии с «Инструкцией по учёту нефти в ОАО АНК «Башнефть» (РД 03-00147275-078-04), отпуск товарной нефти производит цех ЦППН.
14. Обеспечивает бригады КРС подземным и наземным промысловым
Развитие российских нефтяных компаний
... Соглашения о разделе продукции широко практиковались в России на начальных этапах развития современной нефтяной отрасли. Благодаря выгодным условиям на российский рынок вышли крупные иностранные нефтегазовые корпорации. Более того, иностранные компании ...
оборудованием, комплектующими изделиями для дальнейшей эксплуатации
скважины по заявке Подрядчика.
15 Своевременно, по данным ГИС, ГДИ производит подбор глубинного оборудования.
- Предоставляет химические реагенты, тампонажный цемент, технологические жидкости в необходимом, согласно программы выполняемых работ, количестве.
- С Октябрьским Управлением геофизических работ (ОУГР): цех КРС дает заказы и планы работ геофизической конторе на проведение исследовательских и прострелочных работ через геологический отдел Общества.
4.1 Анализ основных технико-
Выполнение технико-экономических показателей по «Октябрьскому управлению подземного и капитального ремонта скважин» за 2006 — 2009гг. приведены в таблице 4.1:
|
-ПРС |
57679 |
73831 |
113539 |
111250 |
-2289 |
9,9 |
|
— КРС (законченные ремонты) |
86140 |
136818 |
233895 |
197876 |
-36019 |
84,6 |
|
Стоимость 1 ремонта, т.руб. |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
— 1 ПРС |
60,7 |
80,3 |
121,8 |
120,4 |
-1.4 |
98,8 |
|
— 1 КРС |
256,4 |
344,6 |
549,0 |
522,1 |
-26,9 |
95,1 |
|
Стоимость 1 часа, руб. |
— |
— |
— |
— |
||
|
-ПРС |
1475,0 |
1943,0 |
2900,0 |
2894,0 |
-6 |
99,7 |
|
-КРС |
1672,0 |
2191,0 |
3016.0 |
3157,0 |
141 |
104,6 |
|
Среднесписочная численность, чел. |
345,0 |
342,0 |
347,0 |
347,0 |
0 |
100 |
|
в т.ч. рабочих |
277,0 |
272,0 |
273,0 |
273,0 |
0 |
100 |
За 2006г. ОУПКРС выполнено — 336 ремонтов, из них на нефтяном фонде -210 ремонтов, на нагнетательном — 126рем. Ликвидировано — 18 скважин. Проведено 144 капитальных ремонта, направленных на улучшение экологической обстановки в регионе. Общие затраты на эти цели составили — 25,166 млн. рублей.
В 2007г. выполнено 397 капитальных ремонтов скважин, из которых — 270 ремонтов — на нефтяном фонде и 127 ремонтов — на нагнетательном. Ликвидировано — 4 скважины. Проведено 189 капитальных ремонтов, направленных на улучшение экологической обстановки в регионе. Общие затраты на эти цели составили — 33,198 млн. рублей.
В 2008г. выполнено 421 капитальный ремонт, из которых — 270 ремонтов -на нефтяном фонде и 127 ремонтов — на нагнетательном.
Проведено 252 капитальных ремонта, направленных на улучшение экологической обстановки в регионе. Общие затраты на эти цели составили -51,648 млн. рублей.
За 2009 г. выполнено 379 капитальных ремонта скважин, при плане — 379, предусмотренным Программой капитального ремонта и бизнес-планом, из них на нефтяном фонде — 206 ремонта, на нагнетательном — 173 ремонта.
Из анализа выполненных работ прослеживается тенденция к росту количества законченных ремонтов с 2006 по 2008 г.г.: произошло увеличение с
336 ремонтов в 2006г. до 397 ремонтов — в 2006г. ( рост — 61 рем. или 18%) и до 426 ремонтов в 2008г. (рост к 2006г. — 85рем. или 25%; рост к 2007г. — 24рем. или 6%>
- ;
- и снижение количества законченных ремонтов в 2009 г. (снижение к 2008 г.-47 рем. или 11 %).
Количество выполненных ремонтов напрямую зависит от количества бригад капитального ремонта скважин, число которых с 2006г. по 2009г. возросло с 9 бригад до 16 бригад.
Продолжительность 1 капитального ремонта увеличилась с 153 часов в 2006г. до 157часов в 2007г.(рост 4часа или 2%) и до 180,3 часов в 2008г.(рост к 2006г. -23.5часов или 15%; рост к 2007г. -23 часов или 12%); Продолжительность одного капитального ремонта в 2009 г. составила — 165,4 часа (при плане -179,5час), против 180,3 часа в 2008 году.
Анализируя причины снижения продолжительности 1КРС необходимо отметить:
- в 2008г. 73% от числа выполненных ремонтов проводилось на девонском
фонде скважин и 27% — на угленосном ( при средней глубине подвески НКТ на девонском фонде — 1750м, на угленосном — 1300м). В то время, как в 2009 г. ремонты распределились следующим образом : на девонском фонде — 44,6%, на угленосном — 55,4%;
- в 2009г. геофизических исследований было проведено на 82 скважино/операции меньше, чем в 2008г.;
- соответственно на 1752часа сократилось и время интерпретации ( расшифровки) данных ГИС;
— Средняя стоимость 1 капитального ремонта за 2006г. составила- 256,4 тыс. руб., в 2007г.- 344,6 тыс. руб. (рост — 90,2 тыс.руб. или 35,5%), в 2008г. — 549 тыс. руб., в 2009 г.- 522,1 тыс. руб.
Увеличение стоимости капитальных ремонтов с 344,6 тыс.рублей в 2007г. до 549 тыс.рублей в 2008г. произошло в связи:
ростом тарифов на транспортные услуги на 17%; увеличением фонда оплаты труда на 20%;
- Снижение стоимости капитальных ремонтов с 549 тыс. руб. в 2008 г. до 522,1 тыс. рублей в 2009 г. произошло в связи:
- изменение схемы списание цемента, растворителей, хим. реагента по методам увеличения нефтеотдачи с 2009г.;
— изменение учета затрат и перераспределения прочих услуг (обустройство скважин, опрессовка НКТ, ремонт ШГН, ревизия и доставка НКТ по скважинам) на стоимость ремонтов.
|
148,0 |
447 |
123,1 |
412.3 |
-24,9 |
-34,7 |
|||||
|
Кр 11-2 |
Исследование технического состояния скважин |
77 |
12460 |
37037 |
76 |
11090, 0 |
32842,9 |
-1 |
1370,0 |
-4194,1 |
|
162 |
481 |
145,9 |
432,1 |
-15,9 |
-48,9 |
|||||
|
Кр 12 |
ВОССТАНОВЛЕН ИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬ НОСТИ, ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН |
147 |
20255 |
60145 |
147 |
16633, 0 |
55810,7 |
0 |
3622,0 |
-4334,3 |
|
138 |
409 |
113,1 |
379,7 |
-24,6 |
-29,5 |
|||||
|
Кр 12-1 |
Кислотная обработка скважин |
54 |
8983 |
26298 |
54 |
6804,0 |
22954,3 |
0 |
2179,0 |
-3343,7 |
|
166 |
487 |
126,0 |
425,1 |
-40,4 |
-61,9 |
|||||
|
Кр 12-2 |
Термообработка скважин |
|||||||||
|
Кр 12-3 |
Освоение скважин |
8 |
1232 |
3816 |
8 |
1082,0 |
4024,8 |
0 |
-150,0 |
208,8 |
|
154 |
477 |
135,3 |
503.1 |
-18,8 |
26.1 |
|||||
|
Кр 12-4 |
В иброобработка призабойной зоны пласта |
|||||||||
|
Кр 12-5 |
ЗГРП, ТГХВ |
3 |
615 |
1917 |
3 |
275,0 |
1012,7 |
0 |
-340,0 |
-904,3 |
|
205 |
639 |
91,7 |
337,6 |
-113,3 |
-301,4 |
|||||
|
Кр 12-6 |
Обработка призабойной зоны растворителями |
16 |
3104 |
8992 |
16 |
2830,0 |
7439,4 |
0 |
-274,0 |
-1552.6 |
|
194 |
562 |
176,9 |
465,0 |
-17.1 |
-97,0 |
|||||
|
Кр 12-7 |
Обработка призабойной зоны пласта ПАВ |
60 |
4971 |
15180 |
60 |
4040,0 |
14481.7 |
0 |
-931,0 |
-698,3 |
|
83 |
253 |
67,3 |
241,4 |
-15,5 |
-I 1,6 |
|||||
|
Кр 12-8 |
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) |
3 |
735 |
2025 |
3 |
693,0 |
2789,9 |
0 |
-42,0 |
764,9 |
|
245 |
675 |
231,0 |
930.0 |
-14,0 |
255.0 |
|||||
|
Кр 12-9 |
Гидропескоструйна я перфорация (ГПП) |
3 |
615 |
1917 |
-> 5 |
909,0 |
3107,9 |
0 |
294,0 |
1190,9 |
|
205 |
639 |
303,0 |
1036,0 |
98,0 |
397,0 |
|||||
|
Кр 12-10 |
Промывка скважин(песка, грязи)(очистка ПЗП с ИП) |
|||||||||
|
Кр 12-11 |
Обработка скважин пенами |
|||||||||
|
Кр 12- 12 |
Депрессионня,щеле вая перфорация |
|||||||||
|
Кр 13 |
Чистка колонны,забоя от гипса, парафина |
|||||||||
|
Кр 14 |
ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН |
8 |
2646 |
8976 |
8 |
3172,0 |
9858,4 |
0 |
526,0 |
882,4 |
|
331 |
1122 |
3172,0 |
1232,3 |
2841,3 |
110,3 |
|||||
|
Кр 15 |
КОНСЕРВАЦИЯ И РАСКОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН (ремонт водяных колодцев) |
|||||||||
|
Кр 17 |
Прочие |
7 |
566,0 |
1713,9 |
7 |
566,0 |
1713,9 |
|||
|
80,9 |
244,8 |
80,9 |
244.8 |
|||||||
|
ИТОГО |
379 |
68036 |
213832 |
379 |
62696, 0 |
197875,8 |
0 |
5340,0 |
-15956,0 |
|
|
180 |
564 |
165,4 |
522,1 |
-14,6 |
