- •Пояснительная записка
- •1.Общая характеристика деятельности компании.
- •Баганское месторождение.
- •Южно-Баганское месторождение.
- •Северо-Баганское месторождение.
- •Веякошорское месторождение.
- •Салюкинское месторождение.
- •Сандивейское месторождение.
- •Среднемакарихинское месторождение.
- •Хасырейское месторождение.
- •Черпаюское месторождение.
- •Геологическая оценка ресурсов.
- •4. Маркшейдерско-геодезическая работа.
- •5. Природоохранная деятельность.
- •6. Промышленная безопасность.
- •7. Капитальное строительство.
- •Капитальное строительство
- •8. Строительство скважин.
- •1. Общие показатели.
- •2. Наклонно-направленное бурение.
- •3. Аварийность и брак.
- •4. Осложнения.
- •5. Отработка долот.
- •6. Буровые растворы.
- •7. Крепление скважин.
- •8. Вышкомонтажные работы.
- •9. Добыча нефти. Анализ работы действующего фонда скважин.
- •1.Анализ работы механизированного фонда скважин.
- •2. Межремонтный период работы скважин.
- •Динамика изменения структуры отказов за 2002 год
- •10. Подземный и капитальный ремонт скважин.
- •11. Материально-техническое обеспечение.
- •Таможенное оформление грузов.
- •12. Механическое оборудование.
- •I.Дизель-генераторные установки:
- •II.Буровое оборудование:
- •III.Нефтепромысловое оборудование:
- •IV.Сосуды, работающие под давлением и грузоподъемные механизмы.
- •V. Кислородная станция.
- •VI .Гсм.
- •13. Технологическое оборудование.
- •14. Энергоснабжение.
- •( Тыс.Квт/час.)
- •Сравнительная таблица покупной электроэнергии за 2000 и 2001гг.
- •Сравнительная таблица потребления теплоэнергии за 2001г. И 2002г.
- •15. Транспортное обслуживание.
- •16. Компьютеризация и связь.
- •17. Персонал.
- •18. Социальное развитие.
- •19. Маркетинговая политика.
- •Деятельность оао «Северная нефть» на внутреннем рынке в 2002 году
- •Деятельность компании на внешнем рынке в 2002 году
- •Доходность добычи нефти.
- •20. Анализ затрат на производство.
- •II. Анализ состава и структуры затрат за 2002 год.
- •2. Топливо.
- •21. Анализ труда и заработной платы.
- •1.Организационная структура.
- •2. Численность
- •3. Оплата труда
- •Состав фонда заработной платы
- •Во 2 квартале 2002 года произошёл рост среднемесячной заработной платы в 1,31 раза или на 5955 рублей по сравнению с 1 кварталом 2002 года. Рост обусловлен:
- •3.2. Средний доход
- •4. Уровень организации труда
- •4.1. Вахтовый метод организации труда
- •4.2. Использование рабочего времени
- •Удельный вес в максимально возможном фонде времени:
- •Использование календарного фонда времени и удельный вес в максимально возможном фонде времени представлено в диаграммах:
- •4.3. Производительность труда
- •5. Заключение
Сандивейское месторождение.
Разработка месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки» подготовленной НТП «Прогресс-5» и утвержденной протоколом ЦКР № 2361 от 17.06.99 года.
Фонд скважин по Сандивейскому месторождению на 1.01.2003 года составил 87 скважины; из них в добывающем фонде: действующих - 39 скважин, бездействующих - 1 скважина; в нагнетательном: действующих - 9 скважины, в освоении 1 скважины (№ 260 - переводом из добывающего фонда), одна в контрольном фонде, водозаборных - 9, в консервации - 6 скважин, ликвидировано - 21 скважина.
В 2002 году было продолжено эксплуатационное бурение на кустах №№ 5, 9. Суммарная проходка за год составила 27,238 тыс. м. Закончено бурением и строительством 10 скважин.
В отчетном году добыча нефти на месторождении производилась только по верхнекаменноугольной залежи и составила – 616 934 т. Темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,01 % и 3,2 %.
Всего по залежи отобрано 1 806 667 тонн нефти, что составляет 8,82 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов. Весь фонд скважин эксплуатируется механизированным способом. Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованных ЭЦН составил 53,0 т/сут., при этом по новым скважинам 42,4 т/сут., по старым – 54,4 т/сут. Обводненность по действующему фонду скважин на конец года составила 14,5 %.
Применительно к верхнекаменноугольной залежи темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,40 % и 3,62 %. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 1 676 821 т, что составляет 9,25 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Показатели по среднесуточному дебиту и обводненности те же.
В 2002 году произведен ввод в ППД 6-ти скважин, в т.ч. 4-х из добывающего фонда (№№ 104, 107, 123, 138) и 2-х из бурения (№№ 134 и 143), дополнительно к трем уже находящимся в фонде нагнетательных скважин. Еще одна скважина находятся в освоении. Закачка воды в 2002 году составила 705 929 м. куб., с начала разработки – 1 073 129 м. куб. Компенсация текущих отборов составила 78,5 %, накопленных - 43,1 %.
В отчетном году по ряду скважин наблюдалось повышение динамического уровня, связанное с проводимой закачкой воды. Это позволило произвести ряд оптимизаций, т.е. увеличить производительность подземного оборудования и, в конечном итоге, нарастить добычу нефти.
Среднемакарихинское месторождение.
Среднемакарихинское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в соответствии с проектным документом, утвержденным ТКР РК (протокол № 33 от 12.04.2000 г.).
Фонд скважин по месторождению на 01.01.03 г. составил 20 скважин, в т.ч. действующих 4 скважины, в бездействии 1 скважина (№ 15), в контрольном - 2 скважины (№№ 13, 14), в консервации - 2, ликвидированных - 11 скважин.
Добыча нефти за 2002 год составила 56 452 тонны. Начальный и текущий темпы отборов равны 0,48 % и 0,49 % от утвержденных запасов и 0,28 % от учтенных. Обводненность продукции по действующему фонду скважин составила 13,1 %.
Снижение добычи по залежи за отчетный период составило 14 851 тонн, что связано с остановкой работы скважины № 15, а также продолжающимся ростом обводненности. Весь действующий фонд механизированный; эксплуатация скважин производится с низкими динамическими уровнями свидетельствующими об ограниченном контуре питания и об затруднительной гидродинамической связи с удаленными участками залежи. Однако при длительных остановках скважин отмечалось появление избыточного давления на устье и его рост практически до первоначального.
В разработке находится нижнесилурийская залежь, поэтому добыча по ней также составила 56 452 тонны нефти. В эксплуатации находились скважины № 7, 9, 15, 21, 31. Темп отбора от начальных и текущих запасов соответственно равен 0,49 % и 0,50 % от утвержденных запасов или 0,31 % и 0,32 % от учтенных.
Накопленный отбор нефти по залежи составил 247 136 тонн. Процент использования утвержденных НИЗ - 2,16 %, учтенных - 1,38 %. Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом составляет 39,0 тонн.
Пробная эксплуатация нижнесилурийской залежи производится на естественном режиме истощения, что соответствует условиям проектного документа.