2.3 Замер продукции скважин
Для замера продукции скважин Усинского месторождения применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин (АГЗУ) «Спутник». Она состоит из блока технологического и блока автоматики. Блок технологический имеет несколько исполнений в зависимости от количества подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Максимально возможное количество подключаемых скважин 14. Все оборудование смонтировано на металлическом основании, по периметру которого крепятся трехслойные металлические панели с утеплителем. Установки имеют электрическое освещение, отопление, принудительную вентиляцию.
Принцип работы автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) «Спутник» заключается в следующем: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.
Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ. Крепление ПСМ к трубопроводам выполнено быстросъемными соединениями (с помощью двух полухомутов), что позволяет провести его замену при ремонте. Блок технологический может выпускаться с антикоррозионным покрытием внутренних поверхностей технологических трубопроводов, ПСМ и емкости сепарационной.
3 Экономика предприятия
3.1 Структура предприятия
В ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" входят три территориальных производственных предприятия (ТПП) - «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» и "ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз".
ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» работает на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Разрабатывает северную группу месторождений: Усинское, Возейское, Харьягинское, Верхне-Возейское, Восточно-Мастеръельское, Леккерское, Южно-Шапкинское, Пашшорское и Суборское.
В состав ТПП входят:
- восемь цехов по добыче нефти и газа;
- три цеха по подготовке и перекачке нефти;
- цех паротеплового воздействия;
- цех поддержания пластового давления;
- цех по транспортировке и сдаче нефти;
- цех капремонта трубопроводов и сооружений;
- цех пароводоснабжения и канализации;
- участок антикоррозийной защиты.
Рисунок 3.1 - Организационная структура ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»
3.2 Основные технико-экономические показатели предприятия
Основные технико-экономические показатели ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» за 2007год рассмотрены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Основные технико-экономические показатели ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» за 2007г.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
|
I. Производство |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Прирост извлекаемых запасов |
млн.т |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
Коэффициент возмещения запасов |
% |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
Эффективность геологоразведочных работ |
руб./т |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
Добыча нефти |
тыс.т |
7 277,832 |
8 698,597 |
8 698,764 |
0,167 |
1 420,932 |
100,0 |
119,5 |
5 |
Сдача нефти |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
6 |
Товарная нефть |
тыс.т |
7 234,582 |
8 635,072 |
8 645,296 |
10,224 |
1 410,714 |
100,1 |
119,5 |
7 |
Реализация нефти всего, в т.ч. |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
- внутренний рынок |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
- экспорт |
тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
8 |
Добыча попутного газа |
млн.м3 |
543,259 |
535,943 |
542,839 |
6,896 |
-0,420 |
101,3 |
99,9 |
9 |
Газовый фактор |
м3/т |
93,6 |
91,6 |
95,9 |
4,3 |
2,3 |
104,7 |
102,4 |
10 |
Ресурсы газа |
млн.м3 |
681,171 |
796,762 |
834,008 |
37,246 |
152,837 |
104,7 |
122,4 |
11 |
Уровень использования попутного газа |
% |
79,8 |
67,3 |
65,1 |
-2,2 |
-14,7 |
96,8 |
81,6 |
12 |
Добыча природного газа |
млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 3.1.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
13 |
Товарный газ, всего |
млн.м3 |
93,915 |
29,708 |
30,545 |
0,837 |
-63,370 |
102,8 |
32,5 |
|
- попутный |
млн.м3 |
93,915 |
29,708 |
30,545 |
0,837 |
-63,370 |
102,8 |
32,5 |
|
- природный |
млн.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
14 |
Добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пластов |
тыс.т |
316,563 |
395,546 |
389,649 |
-5,897 |
73,086 |
98,5 |
123,1 |
15 |
Добыча жидкости |
тыс.т |
31 160,09 |
35 939,761 |
34 726,423 |
-1 213,338 |
3 566,337 |
96,6 |
111,4 |
16 |
Обводненность нефти |
% |
76,6 |
75,8 |
75,0 |
-0,8 |
-1,6 |
98,9 |
97,8 |
17 |
Среднесуточный дебит 1 нефтяной скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- по жидкости |
т /сут |
65,1 |
67,6 |
65,2 |
-2,4 |
0,1 |
96,4 |
100,2 |
|
- по нефти |
т /сут |
15,3 |
16,5 |
16,3 |
-0,2 |
1,0 |
98,8 |
106,5 |
18 |
Закачка воды в пласт |
тыс.м3 |
22 496,26 |
24 098,99 |
23 990,70 |
-108,30 |
1 494,44 |
99,6 |
106,6 |
19 |
Закачка теплоносителя |
тыс.т |
1 871,18 |
2 001,26 |
1 564,34 |
-436,92 |
-306,85 |
78,2 |
83,6 |
20 |
Ввод новых нефтяных скважин |
скв. |
18 |
33 |
46 |
13 |
28 |
139,4 |
255,6 |
Продолжение таблицы 3.1.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
21 |
Ввод нагнетательных скважин |
скв. |
10 |
2 |
11 |
9 |
1 |
550,0 |
110,0 |
22 |
Ввод газовых скважин |
скв. |
|
|
|
|
|
|
|
23 |
Ввод нефтяных скважин из бездействия с прошлых лет (в т.ч. из консервации) |
скв. |
212 |
223 |
180 |
-43 |
-32 |
80,7 |
84,9 |
24 |
Добыча нефти из скважин, введенных из бездействия с прошлых лет (в т.ч. из консервации) |
тыс.т |
300,526 |
300,202 |
263,682 |
-36,520 |
-36,844 |
87,8 |
87,7 |
25 |
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец периода |
скв. |
2355 |
2 391 |
2 414 |
23 |
59 |
101,0 |
102,5 |
|
в т.ч. действующий |
скв. |
1495 |
1 609 |
1 612 |
3 |
117 |
100,2 |
107,8 |
26 |
Среднедействующий фонд нефтяных скважин |
скв. |
1430 |
1 620 |
1 534 |
-86 |
104 |
94,7 |
107,2 |
27 |
Эксплуатационный фонд газовых скважин на конец периода |
скв. |
|
|
|
|
|
|
|
|
в т.ч. действующий |
скв. |
|
|
|
|
|
|
|
28 |
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец периода |
скв. |
656 |
652 |
653 |
1 |
-3 |
100,2 |
99,5 |
|
в т.ч. действующий |
скв. |
293 |
283 |
289 |
6 |
-4 |
102,1 |
98,6 |
29 |
Весь фонд скважин на конец периода |
скв. |
4133 |
4 158 |
4 155 |
-3 |
22 |
99,9 |
100,5 |
30 |
Принято скважин на баланс, всего |
скв. |
19 |
31 |
43 |
12 |
24 |
138,7 |
226,3 |
|
в т.ч. - от буровых организаций |
скв. |
18 |
31 |
39 |
8 |
21 |
125,8 |
216,7 |
|
- от сторонних организаций |
скв. |
1 |
|
4 |
4 |
3 |
|
400,0 |
Продолжение таблицы 3.1.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
31 |
Передано скважин |
скв. |
|
|
21 |
21 |
21 |
|
|
|
II. Капитальный и текущий ремонт скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
32 |
Количество капитальных ремонтов скважин |
рем. |
405 |
458 |
481 |
23 |
76 |
105,0 |
118,8 |
|
- выполненные собственными бригадами |
рем. |
2 |
|
3 |
3 |
1 |
|
150,0 |
|
- выполненные сторонними предприятиями |
рем. |
403 |
458 |
478 |
20 |
75 |
104,4 |
118,6 |
33 |
Количество текущих ремонтов скважин |
рем. |
1906 |
1 740 |
1 844 |
104 |
-62 |
106,0 |
96,7 |
|
- выполненные собственными бригадами |
рем. |
1770 |
1 740 |
1 742 |
2 |
-28 |
100,1 |
98,4 |
|
- выполненные сторонними предприятиями |
рем. |
136 |
|
102 |
102 |
-34 |
|
75,0 |
34 |
Среднеспмсочное кол-во бр.кап. ремонта скважин |
бр. |
21,3 |
24,3 |
25,2 |
0,9 |
3,9 |
103,7 |
118,3 |
|
- собственных |
бр. |
0,2 |
|
0,1 |
0,1 |
-0,1 |
|
50,0 |
|
- сторонних предприятий |
бр. |
21,1 |
24,3 |
25,1 |
0,8 |
4,0 |
103,3 |
119,0 |
35 |
Среднеднесписочное кол-во бр.тек. ремонта скважин |
бр. |
14,0 |
12,8 |
13,4 |
0,6 |
-0,6 |
104,7 |
95,7 |
|
- собственных |
бр. |
13,0 |
12,8 |
12,5 |
-0,3 |
-0,5 |
97,7 |
96,2 |
|
- сторонних предприятий |
бр. |
1,0 |
|
0,9 |
0,9 |
-0,1 |
|
90,0 |
Продолжение таблицы 3.1.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
|
III. Численность и заработная плата |
|
|
|
|
|
|
|
|
36 |
Численность работающих, всего |
чел. |
2515 |
2 373 |
2 340 |
-32 |
-175 |
98,6 |
93,1 |
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- АУП |
чел. |
149 |
158 |
158 |
0 |
9 |
99,9 |
106,1 |
|
- промышленно-производственный персонал |
чел. |
2076 |
2 214 |
2 182 |
-32 |
106 |
98,6 |
105,1 |
|
- непромышленный персонал |
чел. |
290 |
|
|
|
-290 |
|
|
37 |
Фонд заработной платы и выплаты социального характера, всего |
тыс. руб. |
976 514 |
1 183 777 |
1 326 039 |
142 262 |
349 525 |
112,0 |
135,8 |
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- АУП |
тыс. руб. |
100 686 |
115 609 |
138 678 |
23 069 |
37 992 |
120,0 |
137,7 |
|
- промышленно-производственный персонал |
тыс.руб. |
811 156 |
1 068 168 |
1 187 361 |
119 193 |
376 205 |
111,2 |
146,4 |
|
- непромышленный персонал |
тыс.руб. |
64 672 |
|
|
|
-64 672 |
|
|
38 |
Среднемесячный доход на 1 работающего, всего |
руб. |
38 829 |
41 580 |
47 219 |
5 639 |
8 390 |
113,6 |
121,6 |
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- АУП |
руб. |
67 574 |
60 879 |
73 104 |
12 225 |
5 530 |
120,1 |
108,2 |
|
- промышленно-производственный персонал |
руб. |
39 073 |
40 201 |
45 343 |
5 143 |
6 270 |
112,8 |
116,0 |
|
- непромышленный персонал |
руб. |
24 786 |
|
|
|
-24 786 |
|
|
Продолжение таблицы 3.1.
№ п/п |
Показатели |
Един. измер. |
2006 год Факт |
2007 г. |
Отклонения |
% |
|||
План |
Факт |
от плана |
от факта 2006 г. |
от плана |
от факта 2006 г. |
||||
|
IV. Себестоимость |
|
|
|
|
|
|
|
|
39 |
Производственная себестоимость товарной продукции в т.ч. |
тыс.руб. |
21 944 663 |
23 130 578 |
26 317 792 |
3 187 214 |
4 373 129 |
113,8 |
119,9 |
|
- нефть |
тыс.руб. |
21 721 586 |
22 966 202 |
26 091 272 |
3 125 070 |
4 369 686 |
113,6 |
120,1 |
|
- газ попутный |
тыс.руб. |
223 077 |
164 376 |
226 520 |
62 144 |
3 443 |
137,8 |
101,5 |
40 |
Производственная себестоимость единицы продукции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- 1 тонны товарной нефти |
руб./т |
3 002,470 |
2 659,64 |
3 017,97 |
358,33 |
15,50 |
113,5 |
100,5 |
|
- 1 тыс.м3 попутного газа |
руб/тм3 |
2 375,30 |
5 533,06 |
7 416,01 |
1 882,96 |
5 040,71 |
134,0 |
312,2 |
41 |
Управленческие расходы (всего) |
тыс.руб. |
171 559 |
239 635 |
235 723 |
-3 912 |
64 164 |
98,4 |
137,4 |
42 |
Коммерческие расходы (всего) |
тыс.руб. |
|
371 |
394 |
23 |
394 |
106,2 |
|
43 |
Производственная себестоимость товарной нефти без налогов и амортизации |
тыс.руб. |
5 433 153 |
7 207 911 |
7 187 244 |
-20 667 |
1 754 091 |
99,7 |
132,3 |
44 |
Расходы на 1 тн.нефти, не зависящие от цены и объемов |
руб./т |
751,00 |
834,73 |
831,35 |
-3,38 |
80,35 |
99,6 |
110,7 |
45 |
Расходы на 1 тн.нефти, зависящие от цены и объемов |
руб./т |
2 251,47 |
1 824,92 |
2 186,63 |
361,71 |
-64,84 |
119,8 |
97,1 |
3.3 Методики расчета экономической эффективности применяемых геолого-технических мероприятий
Для Усинского, Возейского месторождения ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» характерны следующие методики: расчет экономической эффективности мероприятий по удалению и предотвращению от асфальтопарафиновых отложений в стволе скважин; расчет экономической эффективности применения ингибитора коррозии.
Далее будут рассмотрены основные принципы этих расчетов для для данного предприятия.
3.3.1 Расчет экономической эффективности мероприятий по удалению и предотвращению от асфальтосмолопарафиновых отложений в стволе скважин
Очистка НКТ от асфальтосмолопарпафиновых отложений (АСПО) является одной из основных проблем при добыче нефти и газа. Применяются различные способы для борьбы с АСПО: очистка скребками в ручном режиме с помощью оператора или автоматическом, закачка теплоносителя в скважину для прогрева НКТ, спуск в НКТ греющего кабеля, подача электроэнергии на колонну или использование индукционного теплового воздействия, использование НКТ с полимерным покрытием.
Для сопоставления выбираются варианты, один из которых соответствует реальному способу очистки от АСПО, а другие рекомендуемые или находящиеся на стадии испытания.
Для Усинского месторождения характерны следующие мероприятия:
- очистка НКТ скребками в ручном режиме;
- закачка теплоносителя в НКТ.
Расчет включает в себя определение следующих показателей:
- капитальные затраты;
- затраты на проведение мероприятия;
- затраты на капитальный ремонт по очистке скважин;
- эксплуатационные затраты на добычу;
- выручка от реализации;
- налоги, относимые на финансовый результат;
- прибыль предприятия.
В качестве исходных данных используются объемы добычи УВ продукции до и после применения нового способа очистки.
Ниже рассмотрены затраты на данные мероприятия.