Содержание:
История НГДУ «Джалильнефть»
Геолого-техническая характеристика промышленных объектов НГДУ «Джалильнефть».
Организационная структура предприятия, задачи и функции его служб.
Отдел бухгалтерского учета и отчетности.
Расчеты.
История нгду «Джалильнефть»
НГДУ «Джалильнефть» создано в июле 1959 года как НПУ «Алькеевнефть» для разработки северных площадей уникального Ромашкинского месторождения. Родоначальницей большой нефти «крайнего севера» Ромашкинского месторождения стала скважина №38, пробуренная в 1950 году около села Танаевка. В 1968 году на базе НПУ «Алькеевнефть» образованы два самостоятельных нефтепромысловых управления: «Джалильнефть» и «Сулеевнефть» (с 1970 - НГДУ), которые в октябре 1997 года в связи с выработкой основной части извлекаемых запасов вновь объединены в НГДУ «Джалильнефть».
«Джалильнефть» завоевывала первые места в социалистическом соревновании нефтегазодобывающих предприятий всего СССР в 1970, 1980, 1985 и 1986 годах (призовые места джалильцам вручались практически ежегодно). В 1972 г. управлению было присвоено имя 50-летия СССР. За честь так называться соревновались тысячи лучших предприятий по всей стране. В 1973 г. НГДУ было передано на вечное хранение Красное знамя ЦК КПСС, Совета Министров, ВЦСПС и ЦК ВЛКСМ. В 1971, 1974, 1982 и 1983 годах джалильские нефтедобытчики удостаивались Красного знамени Министерства нефтяной промышленности СССР и ЦК профсоюза отрасли.
Сулеевская «ветвь» ныне единого предприятия не менее успешно решала поставленные перед коллективом задачи. С 1968-го по 1988 год НГДУ «Сулеевнефть» 55 раз завоевывал призовые места во Всесоюзном социалистическом соревновании и 32 раз – Красное знамя Миннефтепрома и ЦК профсоюза. В 1978 году это знамя было оставлено в коллективе на вечное хранение. Памятными вехами в истории НГДУ остались замечательные трудовые достижения. более 800 сотрудников награждены орденами и медалями СССР и Российской Федерации.
С 1995 года НГДУ «Джалильнефть» 11 раз подтверждало звание «Лучшее структурное подразделение ОАО «Татнефть», в 2006, 2007, 2009 гг. становилось призером командного первенства по профмастерству среди структурных подразделений ОАО «Татнефть».
Геолого-техническая характеристика промышленных объектов НГДУ «Джалильнефть»
«Джалильнефть» - нефтегазодобывающее управление ОАО «Татнефть» по разработке нефтяных месторождений, добыче, подготовке и сдаче нефти, проектированию, строительству и эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности.
Территория НГДУ «Джалильнефть» самое северное подразделение ОАО "Татнефть", осваивающих площади Ромашкинского месторождения нефти. На его промыслах добывается 17,6% Татарстанской нефти. Площади, разрабатываемые НГДУ «Джалильнефть» на Ромашкинском месторождении: Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Чишминская, Ташлиярская, Сармановская, а также 2 крупные залежи бобриковского горизонта. Территория его деятельности охватывает четыре административных района Республики Татарстан: Сармановский, Альметьевский, Азнакаевский и Заинский. Одновременно разрабатывается 2 горизонта: 1-ый - высокосернистой нефти на глубине в интервале 700 -1000 метров; 2-ой - девонской нефти 1200 -1600 метров глубины.
Основные продуктивные горизонты осадочной толщи вышеуказанных площадей характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности слагающих пород.
Продуктивные отложения пашийского горизонта (Д1), а также и пласта До кыновского горизонта являются основными промышленными объектами.
Пашийский горизонт Д1 является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью пашийского горизонта в целом является частая смена песчаноалевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади. В горизонте Д1 выделяют 8 пластов верхнепашийской и нижнепашийской пачек, которые отличаются по характеру площадного строения. Основная часть запасов нефти сосредоточена в микрозалежах пласта а. Средняя толщина пласта составляет 4,69м, при этом нефтенасыщенная нефтяная равна 3,13 м.
По характеру строения в интервале пласта б выделяются три прослоя пород коллекторов, разделенных пачками прослоями глинистых алевролитов или аргиллитов и индексируемых как пласты б1, б2, б3.
В интервале пласта г могут выделяться прослои, разделенные глинистыми алевролитами. В одних разрезах они сливаются, в других прослеживаются на значительном расстоянии обособленно друг от друга, но в большинстве случаев наиболее приемлемой является индексация в виде г1, и г2+3. Для этого зонального интервала характерно наличие многочисленных зон слияния пластов. Такие разрезы в пределах Алькеевской, Восточно-Сулеевской площадей прослеживаются в 20-50% скважин.
В целом особенности строения пластов горизонта Д1 указывают на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по площадям.
Отложения пласта До кыновского горизонта вскрыты в его средней части и по разрезу ограничены глинистыми породами. Пласт имеет сложное строение и имеет 2-3 пропластка, разделенные небольшими глинистыми перемычками. В общей сложности все 3 пропластка гидродинамически связаны между собой. При значительной разнице фильтрационно-емкостных свойств отдельных пропластков выработка запасов нефти осложняется, т.к. в работе принимают участие в основном лучшие из них.
Пласт До представлен высокопродуктивными глинистыми и низкопродуктивными песчано-алевролитовыми коллекторами. Деление пород на группы проведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов параметров. Нижняя граница пород-коллекторов определена по предельному значению проницаемости Кпр – 0,03 мкм2. Высокопродуктивные коллекторы имеют абсолютную проницаемость >0,1 мкм2, глинистость <2, высокопродуктивные глинистые – проницаемость >0,1, глинистость <2. Низкопродуктивные коллекторы имеют проницаемость в пределах от 0,03 до 0,1 мкм2.
Общая толщина пласта, включая пропластки, достигает 14,6м. Мало отличаются по своей величине коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности всех блоков. Средняя величина коэффициента пористости в высокопродуктивных глинистых коллекторах составляет 0,199. Средняя проницаемость высокопродуктивных коллекторов равна 0,631, высокопродуктивных глинистых – 0,309, низкопродуктивных – 0,065.
Отложения турнейского яруса представлены карбонатными породами. Они слагают всю неоднородную толщу яруса, в котором снизу вверх выделяются малевский и упинский (нижнетурнейский подъярус) и черепетский с кизеловским (верхнетурнейский подъярус) горизонты. Основные скопления нефти приурочены к отложениям верхнетурнейского подъяруса. В целом толщина этого подъяруса составляет 50 м. Граница между подъярусам проводится по подошве хорошо выдержанной пачки плотных известняков толщиной 4-6 м.
В карбонатных породах в целом для верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам, с учетом их нефтенасыщенности, выделяются четыре группы коллекторов: высокопроницаемые, среднепроницаемые, слабопроницаемые и неколлекторы. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы составляют 10% объема пластов; нефть из этих пород на данном этапе разработки не извлекаются. Неколлекторы составляют 16,8%.
В настоящее время все площади, разрабатываемые НГДУ «Джалильнефть», находятся в поздней стадии разработки, для которой характерно снижение добычи нефти за счет ухудшения структуры оставшихся запасов. Основными промышленными объектами на площадях НГДУ являются продуктивные отложения пашийского горизонта (Д1), пласта До кыновского горизонта и бобриковско-радаевского горизонта. В девонских горизонтах (Д1До) сосредоточено 87,8% извлекаемых запасов НГДУ, остальные 12,2% приходятся на бобриковский горизонт. По состоянию на 1.01.2000 г. по горизонту Д1 отобрано 91,65%, по горизонту До – 68,73% от запасов продуктивного горизонта. В целом по Д1+До отобрано 88,1% запасов, в том числе 88,4% из вовлеченных в активную разработку. По бобриковскому горизонту отобрано 57,35% запасов, в том числе 62,1%, из вовлеченных в активную разработку.
В поздний период разработки в первую очередь вырабатываются запасы высокопроницаемых пластов нефтяной зоны, на наших площадях это базисный пласт «а» горизонта Д1. Это обеспечивает высокие темпы разработки и создает условия для достижения высокой нефтеотдачи по водонефтяным зонам и малопродуктивным коллекторам.