Заключение

   Введение      История Краснохолмской группы месторождений нефти началась 3 июля 1953 г. со скважины № 5. Промышленная разработка началась позже, когда были созданы Калтасинский укрупненный нефтепромысел, а затем в 1964 г. нефтегазодобывающее управление «Краснохолмскнефть». С начала разработки пробурено около 7 млн метров горных пород, из недр извлечено около 150 млн тонн нефти. В настоящее время НГДУ «Краснохолмскнефть» разрабатывает 21 месторождение на территории пяти административных районов Республики Башкортостан. Данный отчет  актуален, так как важную роль в  деятельности нефтяной компании занимает добыча нефти, и ее переработка которым в частности занимается ОАО «АНК Башнефть-Янаул», НГДУ Краснохолмскнефть. Цель данной работы - изучение природных условий работы данного предприятия, его организационной и производственной структуры, техники и технологии основного и вспомогательного производства НГДУ Краснохолмскнефть. Поставленная  цель решается посредством следующих  задач: - рассмотреть природные условия работы предприятия НГДУ Краснохолмскнефть; -   определить тип организационной структуры, отразить ее в отчете в виде блок- схемы; -   описать технику и технологию основного производства, рассмотреть основные программные продукты;           -    описать технику и технологию вспомогательного производства; -   сделать выводы о важности деятельности компании для нефтяной и газовой промышленности. Объект исследования – ОАО «АНК Башнефть-Янаул», НГДУ Краснохолмскнефть. Крупная  нефтяная компания сегодня - это прежде всего  высочайшая ответственность, поскольку  ее сверхзадача - бережное использование подземных богатств, эффективное превращение их в необходимый потребителю конечный продукт и его своевременная доставка по  назначению. Масштаб этой деятельности - в прямом географическом смысле и в финансовом измерении - столь велик, что неизбежно  воздействует на жизнь всей страны, а иногда и планеты.      1. Природные условия работы предприятия НГДУ Краснохолмскнефть      Работу на нефтегазодобывающих предприятиях часто ведут на открытом воздухе, поэтому она связана с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений).      Для  улучшения метереологических условий  в производственных помещениях  применяют различные системы  отопления, вентиляцию и другие мероприятия. Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия метеорологических факторов снабжением рабочих спецодеждой и спецобувью, устройство укрытия зонтов над рабочими местами, помещения для обогрева и т.д. Расположенные в северо-западной части Республики Башкортостан месторождения Краснохолмской группы приурочены к пограничной  зоне двух структур первого порядка: Башкирского свода и Верхне-Камской  впадины. По кровле терригенных отложений нижнего карбона здесь выделено более 60-ти локальных поднятий. Обе эти структуры, как многие другие в пределах Удмуртской и Татарской Республик, Пермской, Оренбургской и других областей, входят в состав значительной по площади Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Находящиеся здесь месторождения – преимущественно осадочного происхождения.  В их числе: горючие полезные ископаемые  (нефть, природный газ, каменный уголь, торф); агрономические руды; строительные   материалы (строительный камень, песчано-гравийные смеси, глины и суглинки ) и др. Наиболее  крупными из них на северо-западе республики являются Орьебашское, Четырманское, Югомашевское, Татышлинское и др. Большинство месторождений  перешагнуло пик своей максимальной добычи и находится в поздней стадии разработки с высокой степенью обводненности добываемой продукции. Разрез осадочной толщи «Краснохолмской группы» нефтяных месторождений изучен нами до глубины 5019 м (по материалам параметри-ческой скв. № 83 Калтасинская и поисковой скв. № 82 Орьебашская – 5013 м). Фундамент ни одной из скважин не был достигнут. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, карбона и перми, а также молодые кайнозойские отложения в долинах рек и на междуречьях. Сводный  разрез палеозоя зоны сочленения Верхне-Камской впадины и Башкирского свода дает отчетливое представление об основных этапах геологической истории этого региона. В условиях эпейрогенического режима развития создалась возможность формирования пликативных структур и насыщения их флюидами. Последние избрали местом своего скопления песчаные и карбонатные пласты девона и карбона. Отметим, что  в платформенной части Башкортостана, равно как и в нашем регионе  исследований, в нефтенасыщенных  палеозойских отложениях сегодния выделяются (по Е.В.Лозину, Г.П.Ованесову, М.А.Юнусову и др.) семь нефтегазоносных комплексов (снизу вверх по разрезу):

Терригенно-карбонатный девонский; Карбонатный верхний девон – турней; Терригенный нижний карбон (ТТНК); Карбонатный башкирский; Терригенно-карбонатный верейский; Карбонатный каширо-гжельский; Карбонатный верхний девон-нижняя пермь.

Эта классификация  является важным элементом в наших  исследованиях по группированию  объектов и последующих аналитических  расчётах. Краткий очерк о геологическом строении Краснохолмских месторождений показывает, что в их пространственном расположении, как и содержании, есть определенная закономерность: 1) Подавляющее число месторождений сосредоточилось в зоне сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины.  В девоне она могла быть областью мелководного палеошельфа с многими  рукавообразными  притоками  с  пологого склона башкирского свода. В карбоне бассейн  углублялся, возникали бортовые зоны с рифовыми постройками, сменившиеся затем фациями открытого моря.  2) Тектонически периферия двух структурных элементов оказалась благопрятной зоной нефтенакопления как «первичного» (в песчаниках), так и «вторичного» (в трещиноватых карбонатах) типов.     2. Организационно-техническая характеристика предприятия 2.1. Организационная  структура управления   Организация - пространственно-временная  структура производственных факторов и их взаимодействие с целью получения  максимальных качественных и количественных результатов в самое короткое время и при минимальных затратах факторов производства. Как любое сложное  образование, организация состоит  из отдельных взаимосвязанных частей, т.е. имеет определенную структуру. Под организационной структурой фирмы понимается её организация из отдельных подразделений с их взаимосвязями, которые определяются поставленными перед фирмой и её подразделениями  целями и распределением между ними функций. Организационная структура предусматривает распределение функций и полномочий на принятие решений между руководящими работниками фирмы, ответственными за деятельность структурных подразделений, составляющих организацию фирмы. Начальник цеха осуществляет оперативное руководство деятельностью и наделяется в соответствии с законодательством РФ всеми необходимыми полномочиями для выполнения этой задачи. Заместителю начальника цеха подчиняется инженер-технолог, осуществляющий руководство и технический контроль над 4 бригадами по ППД. Однако это  не означает строгую иерархию подчинения. Согласно определению организационной структуры руководитель может обратиться к подчиненному, минуя нижестоящих руководителей. Это возможно в переделах всей организации, не только одного отдела.   

   Рисунок 1. Организационная структура ЦППД НГДУ "Краснохолмскнефть" ООО                                                      "Башнефть-Добыча"       АНК Башнефть

Нефть / Газ / Уголь / Нефть

История

"Башнефть" создана в 1946 году на базе "Башнефтехимкомбината". В состав объединения вошли вошли тресты "Ишимбайнефть", "Туймазанефть", "Башнефтеразведка", "Башнефтестрой", заводы "Красный пролетарий" и Ишимбайский машиностроительный, "Башнефтепроект" и "Баштехснабнефть".

В 1954 году объединение вышло на первое место в СССР среди нефтедобывающих объединений.

В 1975 году переименована в Производственное объединение "Башнефть", с 1995 года — открытое акционерное общество, с 2009 года — управляющая компания для ОАО "УНПЗ", ОАО "Новойл", ОАО "Уфанефтехим", ОАО "Уфаоргсинтез", с 2010 года — для ОАО "Башкирнефтепродукт".

В 2009 году создана дочерняя компания ООО "Башнефть-Добыча", объединяющая НГДУ "Ишимбайнефть", НГДУ "Арланнефть", НГДУ "Краснохолмскнефть", НГДУ "Туймазанефть", НГДУ "Уфанефть" и НГДУ "Чекмагушнефть".

В декабре 2010 года компания, предложив за лицензии 18,476 млрд руб., была признана победителем в фактически несостоявшемся конкурсе на право разработки крупных нефтяных месторождений имени Романа Требса и имени Анатолия Титова. Суммарные извлекаемые запасы и ресурсы нефти по данным месторождениям — 89,73 млн тонн по категории С1, 50,33 млн тонн — по категории С2 и 59,29 млн тонн — по категории С3. Позднее, в апреле 2011 года "Башнефть" подписала соглашение с "ЛУКойлом" о создании совместного предприятия по разработке этих месторождений.

В апреле 2011 года "Башнефть" приобрела у "Русснефти" 94,041% акций "Оренбургнефтепродукта" (100% обыкновенных и 76,16% привилегированных бумаг). По оценке источников, близких к руководству участников сделки, за актив "Башнефть" заплатила чуть меньше $100 млн. "Оренбургнефтепродукт" является крупнейшим поставщиком нефтепродуктов в Оренбургской области (по данным сайта компании), объединяет 93 АЗС и 16 нефтебаз.

Зрелые месторождения

Добыча нефти в Башкортостане ведется с 1932 года. За 80 лет объем накопленной добычи составил более 1,66 млрд тонн.

В конце 40-х — начале 50-х годов был открыт целый ряд крупных месторождений — Туймазинское, Арланское, Шкаповское, Чекмагушевское, Манчаровское, ввод в эксплуатацию которых позволил Башкирии выйти на первое место по объемам добычи нефти среди нефтедобывающих районов СССР. Пиковый показатель добычи — 47,85 млн тонн — был достигнут в 1967 году.

После «плато» на уровне 40 млн тонн в год средние темпы падения уровня добычи с 1984 по 1999 год составляли в среднем 6% в год. Стабилизировать добычу удалось только в 2001 году на отметке 12 млн тонн. Несмотря на высокие темпы бурения — с 1999 по 2008 год «Башнефть» вводила в среднем 16 новых скважин на 1 млн тонн добычи — приоритетом в эти годы была не интенсификация добычи, а стабилизация обводненности продукции. Поэтому вплоть до 2008 года добыча сохранялась на уровне 12 млн тонн в год.

Многолетний период стагнации производства был прерван в 2009 году с приходом АФК «Система» в качестве нового собственника башкирского ТЭК.

Одним из первых шагов в рамках построения ВИНК на базе новых активов стало выделение добычного блока и формирование на его базе операционной компании по добыче сырья — ООО «Башнефть-Добыча». В его структуру входят шесть нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) «Ишимбайнефть», «Краснохолмскнефть», «Уфанефть», «Чекмагушнефть», «Арланнефть», «Туймазанефть».

В 2009 году ОАО АНК «Башнефть» приняла новую стратегию в области разведки и добычи, в соответствии с которой начался пересмотр проектов разработки месторождений и взят курс на достижение органического роста добычи, преимущественно на старом фонде скважин за счет увеличения нефтеотдачи.

Динамика объемов добычи нефти

Оптимизация работы действующего фонда скважин во второй половине 2009 года, совершенствование системы заводнения, применение ряда геолого-технических мероприятий, включающих отсечение обводненных интервалов, снятие скин-эффекта, и ГРП дали хорошие результаты.

По итогам 2009 года ОАО АНК «Башнефть» вышла в лидеры среди отечественных ВИНК по темпам роста добычи. Добыча компании выросла по сравнению с 2008 годом на 4,7% — до 12,2 млн тонн. В 2010—2011 гг. ОАО АНК «Башнефть» сохраняла статус отраслевого лидера в России по темпам роста добычи нефти. В 2010 году добыча выросла на 15,6% — до 14,1 млн т. В 2011 году добыв 15,1 млн (+6,8% к уровню 2010 г.), Компания вышла на оптимальный уровень добычи нефти на разрабатываемых месторождениях, который намерена удерживать в среднесрочной перспективе.

По итогам 2012 г. Компания не только сохранила добычу нефти на разрабатываемых месторождениях на оптимальном уровне, но и продолжила увеличивать объем производства, добыв 15,4 млн т. (+2,2% к уровню 2011 г.) Среднесуточная добыча в 2012 г. составила 42,2 тыс. т/сутки.

Добыча нефти по регионам, млн т

*- Итоговые значения могут отличаться от суммы соответствующих строк из-за округления.

Рост добычи нефти был обеспечен главным образом за счет повышения эффективности геолого-технических мероприятий, применения современных технологий, а также ввода в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в Республике Башкортостан — месторождения им. В. С. Афанасьева, Опалового и Барсуковского.

Прирост добычи за счет ГТМ, тыс.т

Дополнительные объемы добычи нефти за счет ГТМ

Бурение новых скважин

В 2012 г. Компания ввела в эксплуатацию 42 новые скважины, из них 32 из бурения. При этом в связи с уточнением геологической модели существующих площадей и корректировкой программы, объемы бурения снизились по сравнению с показателем 2011 года.

Новые подходы к выбору участков под бурение и проведение 3D- сейсмики позволили избежать бурения неэффективных с точки зрения геологии скважин. Проходка в эксплуатационном бурении в 2012 г. составила 54,8 тыс. м.

Благодаря моделированию эксплуатационного объекта и оптимизации конструкции скважины на основе трехмерной геолого-технологической модели в марте 2012 г. при бурении скважины на Илишевском месторождении Компания получила рекордный приток нефти, составивший 503 т/сутки (потенциал — 900 т/сутки).

Бурение и ввод новых скважин

а счет использования новых технологий средний дебит новых скважин в 2012 г. составил 40,6 т/сутки, что на 180% выше прошлогоднего показателя. Средний дебит действующих скважин увеличился до 2,9 т/сутки.

Добыча природного газа и ПНГ

Исторически Компания не выделяла газовый бизнес в отдельную бизнес-единицу и осуществляла добычу природного газа при наличии очевидной эффективности проектов или синергетического эффекта с нефтедобычными операциями.

На конец 2012 г. в промышленной эксплуатации Компании находилось 4 газовых и 16 газонефтяных месторождений, а объем добычи природного газа в 2012 г. составил 40 млн м3.

Вслед за ростом объемов добычи нефти в 2012 г. на 2,2% до 15,4 млн т увеличился объем добычи попутного нефтяного газа (ПНГ). Добыча ПНГ в 2012 г. составила 500 млн м3, что на 1% выше показателя предыдущего года.

В результате изменения методики учета ПНГ в соответствии с корректировками законодательства, а также в условиях роста добычи коэффициент утилизации ПНГ в 2012 г. составил 75,2%. Целевой уровень утилизации ПНГ — 95% — планируется достичь к 2015 г.

Наш стратегический приоритет на ближайшую перспективу — увеличение объемов использования ПНГ. Реализацию этой задачи мы осуществляем в рамках Целевой газовой программы (ЦГП). В результате мероприятий ЦГП в 2013 г. коэффициент утилизации ПНГ должен увеличиться до 76,7%.

Добыча природного газа и ПНГ

В рамках диверсификации деятельности Компания планирует нарастить объемы добычи газа. Для этого «Башнефть» инициирует реализацию проекта по вводу в эксплуатацию четырех газоконденсатных месторождений Саратовско-Беркутовской группы, расположенных на юге Башкортостана.