- •Содержание
- •Введение
- •1. Роль и значение менеджмента в отраслях тэк.
- •1.1. Основные принципы менеджмента
- •1.2. Стратегия развития менеджмента
- •1.3. Формирование управленческих решений
- •1.4. Контроль за выполнением управленческих решений
- •1.5. Особенности финансового менеджмента
- •2. Геолого-техническая и экономическая характеристика нефтегазодобывающего предприятия
- •2.1.Общая характеристика деятельности компании.
- •2.2. Разработка нефтяных месторождений
- •2.2.1. Движение фонда скважин.
- •2.2.2. Баганское месторождение
- •2.2.3. Южно-Баганское месторождение.
- •2.2.4. Северо-Баганское месторождение.
- •2.2.5. Веякошорское месторождение.
- •2.2.6. Салюкинское месторождение.
- •2.2.7. Сандивейское месторождение.
- •2.2.8. Среднемакарихинское месторождение
- •2.2.9. Хасырейское месторождение
- •2.2.10. Черпаюское месторождение
- •2.3. Основные технико – экономические показатели оао «северная нефть» за 2000 год
- •2.4. Организационная структура предприятия
- •2.4.1. Учет, состав, движение кадров
- •2.4.2. Учет военнообязанных
- •2.4.3. Подготовка, переподготовка, повышение квалификации
- •3.2. Структура и калькулирование себестоимости нефти
- •4. Анализ себестоимости нефти, газа и конденсата
- •4.1. Анализ динамики себестоимости добычи нефти в оао «Северная нефть»
- •4.2. Анализ состава и структуры затрат за 2002 год.
- •1. Вспомогательные материалы.
- •2. Топливо.
- •3. Энергия.
- •4. Фонд оплаты труда.
- •5. Амортизационные отчисления
- •6. Прочие расходы.
- •4.3 Меры направленные на снижения себестоимости добычи нефти, газа и конденсата
- •5.Выводы и предложения
2.2.1. Движение фонда скважин.
По состоянию на 01.01.03 г. общий пробуренный фонд скважин по предприятию составил 287 скважин.
В результате ввода из бурения и консервации 29-х новых скважин, ввода из бездействия (консервации) 6-ти скважин, вывода из эксплуатационного фонда по разным категориям 12-ти скважин, фонд скважин предприятия распределяется следующим образом:
эксплуатационный действующий фонд добывающих скважин - 95;
бездействующий фонд добывающих скважин - 7;
в освоении после бурения.;
действующих нагнетательных скважин - 24;
бездействующий фонд нагнетательных скважин - 2;
в освоении после бурения – 1;
контрольно-наблюдательных - 6;
в консервации - 55;
ликвидированных - 79;
водозаборных - 18;
В бурении находится две скважины на Сандивейском месторождении и две на Хасырейском.
По состоянию на 1.01.2003 года на балансе ОАО "Северная нефть" числится 16 нефтяных месторождений с общим фондом 287 скважин из них:
по Баганскому месторождению - 21 скважина;
по Южно-Баганскому - 21 скважина;
по Северо-Баганскому - 9 скважин;
по Веякошорскому - 17 скважин;
по Салюкинскому - 61 скважина;
по Сандивейскому - 87 скважин;
по Среднемакарихнскому - 20 скважин;
по Усино-Кушшорскому - 12 скважин;
по Восточно-Веякскому - 7 скважин;
по Южно-Веякскому - 1 скважины;
по Восточно-Баганскому - 3 скважины;
по Верхнемакарихинскому - 1 скважина;
по Колвискому - 5 скважин;
по Хасырейскому - 10 скважин;
по Черпаюскому - 6 скважин;
по Нядейюскому - 6 скважин.
Как уже отмечалось выше, в отчетном году в разработке находилось 9 месторождений: Баганское, Южно-Баганское, Северо-Баганское, Веякошорское, Салюкинское, Сандивейское, Среднемакарихинское, Черпаюское и Хасырейское. Остальные месторождения находятся в стадии разведки, добыча нефти по ним не производилась.
2.2.2. Баганское месторождение
Пробуренный фонд по Баганскому месторождению на 1.01.2003 года составил 21 скважину, из них действующий - 5 скважин, в бездействии скважин нет, нагнетательная - 1 скважина (б/д), в консервации - 5 скважин, ликвидировано - 7 скважин и три скважины водозаборные. Здесь следует отметить, что в течение года из эксплуатационного фонда выбыло две скважины: №№ 2 и 201 в консервацию из-за снижения пластового давления, в то же время из консервации в эксплуатационный фонд были введены, также, две скважины: №№ 15 и 205.
В отчетном году в разработке находились две нефтяные залежи: верхнедевонская (доманиковая) и нижнесилурийская.
Добыча по пермо-карбоновой залежи не велась. На залежь пробурена одна скважина, которая из-за низкого дебита находится в консервации с 1993 года.
Добыча по месторождению за 2002 год составила 85617 тонн. Темпы отбора начальный и текущий соответственно равен 3,81 и 5,89 от утвержденных, и 2,52 % и 3,28 % от учтенных запасов. Обводненность по действующему фонду скважин за отчетный год составила 7,0 % (вес.).
Увеличение уровня добычи нефти по сравнению с прошлым годом составило 9614 тонны. Прежде всего, такой прирост объясняется более высоким дебитом, как фонтанных скважин, так и скважин оборудованных ЭЦН.
Добыча с начала разработки по месторождению равна 879046 тонн, что составляет 39,1 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов или 25,85 % от учтенных начальных извлекаемых запасов.
Среднесуточный дебит нефти одной скважины за год в целом по месторождению составил 49,8 т/сут., фонтанной скважины – 75,7 т/сут., оборудованной ЭЦН - 30,7 т/сут.
В течение года в эксплуатации находились: по силурийским отложениям три скважины №№ 42, 202 и 205; одна скважин эксплуатировалась на отложения верхнего девона № 15; три скважины №№ 2, 43 и 201 эксплуатировались совместно на два горизонта.
Добыча по доманиковой залежи составила 7446 тонн. Темп отбора начальный и текущий соответственно равен 0,65 % и 0,79 % от утвержденных и 0,39 % и 0,44 % от учтенных. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 214871 т, что составляет 18,67 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти или 11,29 % от учтенных начальных извлекаемых запасов. Обводненность в отчетном году составила 18,1 % и связана с введенной в декабре отчетного года скважиной № 15.
Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом по залежи составляет 8,7 т/сут., фонтанной - 11,5 т/сут., оборудованной ЭЦН – 6,7 т/сут.
Закачка воды для поддержания пластового давления в отчетном году (I кв.) производилась в скважину № 204. Всего закачка в 2001 году составила 4171 м куб., с начала разработки – 25975 м.куб., при этом текущая и накопленная компенсация отборов в целом по залежи соответственно равна 35,3 % и 7,7 %.
Следует отметить, что закачка производится в районе скважин № 200-205 которые из-за удаленности можно отнести в отдельную от скважин №№ 42, 43 группу, а участок залежи, где они эксплуатируются, в отдельный блок, характеризующийся упругим режимом работы и как следствие этого сниженным пластовым давлением (Р пл. = 200-220 атм.). В этой связи компенсацию отборов можно представить для этого блока в следующем виде: текущая – 79,7 %, накопленная - 12,7 %.
Добыча нефти по силурийской залежи составила 78171 тонн. Темпы отбора начальный и текущий соответственно равен 9,58 % и 32,38 % от утвержденных или 6,38 % и 12,02 % от учтенных извлекаемых запасов. Добыча нефти с начала разработки равна 652767 т, что составляет 80,0 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти или 53,29 % от учтенных начальных извлекаемых запасов.
Обводненность в отчетном году составляет 9,6 %.
Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом по залежи составляет 45,9 т/сут., фонтанной 70,0 т/сут., ЭЦН – 27,8 т/сут.
Опытно-промышленная эксплуатация Баганского месторождения ведется с 1985 года преимущественно на естественном режиме. Закачки воды, проводимой периодически недостаточно для компенсации отборов и поддержания пластового давления. В связи с вводом на месторождении УПСВ следует рассмотреть варианты оптимизации закачки в другие скважины после проведения в них изоляционных работ.