Оценка экономической эффективности разработки Северо-Комсомольского месторождения горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Нефтяной факультет Кафедра Экономики и управления в нефтяной и газовой промышленности

Специальность 060800 - Экономика и управление на предприятии (нефтяной и газовой промышленности)

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

на тему:

«Оценка экономической эффективности разработки Северо-Комсомольского месторождения горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами»

Работу выполнил

студент группы ЗС(РС)-060800-61(К) К.Н. Плотников

Научный руководитель Зав. кафедрой РЭНГМ к.э.н., профессор А.Я. Волков

Консультанты:

Технологический раздел А.Я. Волков

Организационно-экономический раздел А.Я. Волков

1. Охрана труда, промышленная безопасность, безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях В.К. Жуков

Охрана окружающей среды и охрана недр М.Б. Полозов

Нормоконтроль С.Ю. Борхович

Зав. кафедрой ЭУНГП

к.э.н., профессор А.Я. Волков ________________________

Ижевск 2010

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Нефтяной факультет Кафедра Экономики и управления в нефтяной и газовой промышленности

ЗАДАНИЕ

по дипломному проектированию студенту нефтяного факультета специальности 060800 «Экономика и управление на предприятии (нефтяной и газовой промышленности)» Плотникову Константину Николаевичу

1. Тема работы «Оценка экономической эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами».

2. Исходные данные к проекту: ежегодные отчеты ООО «РН-Пурнефтегаз», проект разработки Северо-Комсомольского нефтяного месторождения.

3. Содержание: ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Исследование теории и практики разработки нефтяных месторождений ГС и БГС

1.1.1 Деятельность ООО «РН-Пурнефтегаз» в области разработки трудноизвлекаемых месторождений

1.1.2 Технология горизонтального бурения

1.1.3 Повышение производительности горизонтальных скважин

2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия

Историческая справка ООО «РН-Пурнефтегаз»

2.1.2 Описание производственной деятельности предприятия

2.1.3 Характеристика финансового положения предприятия

2.2 Технико-экономическое обоснование горизонтального бурения на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»

2.2.1 Технико-экономическая целесообразность бурения горизонтальных скважин

2.2.2 Методы прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения ГС и БГС

2.2.3 Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных скважин на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»

2.2.4 Оценка эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах

3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

3.1 Общие положения

3.2 Основные нормативно-правовые акты и инструктивно-методические материалы

3.3 Общие требования безопасности

3.4 Требования к персоналу

3.5 Требования безопасности на территории предприятия, в производственных помещениях и на рабочих местах

3.6 Требования безопасности при выполнении работ

3.7 Производственная санитария и личная гигиена

3.8 Безопасное ведение работ на месторождениях с содержанием сероводорода (H₂S)

3.9. Пожарная безопасность, требования безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

4.1 Основные нормативно-правовые акты и инструктивно-методические материалы

4.2 Политика ООО «РН-Пурнефтегаз» в области охраны окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

4. Список основной литературы:

1. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006;

2. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин. -Ижевск, 1999;

3. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993;

4. Богомольный Е. И. (ОАО «Удмуртнефть»), Сучков Б. М., Савельев В. А., Зубов Н. В., Головина Т. И. (УдмуртНИПИнефть). Методика оценки технологической и экономической эффективности бурения ГС и БГС// Нефтяное хозяйство. - 1998;

5. Консультанты по проекту (указать относящиеся к ним разделы проекта)

Технологический раздел А.Я. Волков

Организационно-экономический раздел А.Я. Волков

Охрана труда, промышленная безопасность,

безопасность жизнедеятельности

в чрезвычайных ситуациях В.К. Жуков

Охрана окружающей среды и охрана недр М.Б. Полозов

6. Срок сдачи в ГАК законченного проекта « » 201 года

7. Дата выдачи задания « » 200 года

Зав. кафедрой _________________________ А.Я. Волков

Руководитель проекта____________________ А.Я. Волков

Задание принял к исполнению__________________ К.Н. Плотников

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа содержит 103 страницы машинописного текста, 12 рисунков, 11 таблиц. В работе было использовано 26 источников литературы.

Тема дипломного проекта: «Оценка экономической эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами».

Для оценки экономической эффективности разработки Северо-Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» было предложено бурение 15 ГС. Предлагаемые варианты бурения скважин оценивались по ключевым показателям эффективности: NPV, PI, IRR, DPP.

Исследование проведено по отрасли в целом и по предприятию.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Организационно-экономический раздел

1.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия

1.2 Историческая справка ООО «РН-Пурнефтегаз»

1.3 Описание производственной деятельности предприятия

1.4 Характеристика финансового состояния предприятия

1.5 Деятельность ООО «РН-Пурнефтегаз» в области разработки трудноизвлекаемых месторождений

2. Технологический раздел

2.1 Геологическая часть

2.1.1 Геологическая характеристика месторождения

2.1.2 Характеристика продуктивных пластов

2.1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

2.2 Описание теории и практики разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами

2.3 Технология горизонтального бурения, бурения БГС

2.4 Методы повышения производительности горизонтальных скважин

2.5 Методы прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения ГС И БГС

2.6 Технико-экономическое обоснование горизонтального бурения на Северо-Комсомольском нефтяном месторождении

2.7 Технико-экономическая целесообразность бурения горизонтальных скважин

3. Расчетно-экономический раздел

3.1Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных скважин на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»

3.2 Оценка эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах

4. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1 Общие положения

4.2 Основные нормативно-правовые акты и инструктивно-методические материалы

4.3 Общие требования безопасности

4.4 Требования к персоналу

4.5 Требования безопасности на территории предприятия, в производственных помещениях и на рабочих местах

4.6 Требования безопасности при выполнении работ

4.7 Производственная санитария и личная гигиена

4.8 Безопасное ведение работ на месторождениях с содержанием

сероводорода(H₂S)

4.9 Пожарная безопасность, требования безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

5.1 Основные нормативно-правовые акты и инструктивно-методические материалы

5.2 Политика ООО «РН-Пурнефтегаз» в области охраны окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется тем, что наиболее доступные запасы нефти и газа постепенно истощаются и все большая доля добычи углеводородов приходится на месторождения со сложными геолого-физическими условиями, характеризующимися низкой проницаемостью коллекторов, высокой вязкостью нефти, неблагоприятным расположением месторождений (шельфы морей, заболоченность местности и др.).

Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий. Под этим термином понимается бурение и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), проведенных из старых горизонтальных скважин.

Их применение позволяет решать ряд важных проблем: уменьшить количество скважин на месторождениях; увеличить степень нефтеизвлечения; вовлечь в разработку труднодоступные запасы и залежи высоковязкой нефти и битумов, тонкие нефтяные пласты, имеющие обширную газовую шапку и подошвенную воду.

Основным преимуществом горизонтального способа бурения и соответственно разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов явилось многократное увеличение дебита скважин. Это и дало бурное развитие горизонтального бурения во всем мире. Однако в последующем темп развития значительно замедлился, так как стоимость горизонтального бурения оказалась чрезмерно высокой вследствие недостаточного совершенства техники и технологии бурения, освоения, исследовательских и ремонтных работ. Немало времени и средств ушло на преодоление этих проблем. Однако и до настоящего времени происходит совершенствование техники и технологии бурения горизонтальных скважин. Тем не менее трудности в основном преодолены и бурение горизонтальных скважин нарастает их года в год.

Успешность использования ГС определяется экономической эффективностью этого метода разработки и обуславливается правильным выбором объекта, всесторонним изучением геолого-физических свойств пласта и успехом проводки горизонтальной части ствола [6].

ГС успешно осваивают в большинстве компаний России. Лидерами являются: ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром». По состоянию на конец 2003 г. в ОАО «Удмуртнефть» пробурено более ПО ГС, основной объем которых реализован на Мишкинском и Южно-Киенгопском месторождениях, и более 150 БГС. На начало 2000 г. на территории республики Татарстане пробурено более 200 ГС и БГС. В АНК «Башнефть» на начало 2007 г. пробурено более 400 боковых стволов. Во всех названных нефтяных компаниях использование горизонтальных скважин дало хорошие результаты.

Данные промысловых и геофизических исследований в добывающих и нагнетательных скважинах вышеупомянутых компаний указывают на неравномерность выработки нефти из пород с высокой послойной неоднородностью. В основном вырабатываются высокопроницаемые прослои. Охват выработкой продуктивной части разреза скважины составляет от 40 до 60 и более процентов. Выбор невыработанных пластов и других нефтенасыщенных зон с последующей ориентацией горизонтального ствола в нужном направлении является залогом успеха.

Среди первоочередных проблем разработки месторождений с применением ГС стоят вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, расстояния между ГС, направления горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах. Актуальным вопросом является выбор длины и направления горизонтальных стволов скважин в зависимости от геологического строения и коллекторских свойств пласта, вопросы регулирования объемов закачки агентов. От правильности их решения будет зависеть текущая добыча нефти и, в итоге, величина конечного нефтеизвлечения.

В данном дипломе рассмотрены основные производственные показатели деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз», проведен анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия, рассмотрены проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Целью работы является оценка экономической эффективности бурения боковых горизонтальных стволов по ООО «РН-Пурнефтегаз» и пути её увеличения. Расчет будет осуществляться на примере 15 предлагаемых вариантов бурения горизонтальных скважин на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз» .

В соответствии с поставленной целью предполагается решение следующих взаимосвязанных задач:

- охарактеризовать деятельность ООО «РН-Пурнефтегаз»;

-выявить особенности применения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов;

определить технические параметры работы различных скважин;

предложить рекомендации по оценке эффективности бурения горизонтальных скважин на примере ООО «РН-Пурнефтегаз»;

реализовать рекомендации на практическом примере оценки предлагаемых скважин.

Практическая значимость заключается в том, что предложенные в рамках выпускной квалификационной работы теоретические и методические положения в области оценки экономической эффективности разработки малорентабельных месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» с применением горизонтальных скважин носят универсальный характер и могут быть использованы на практике другими предприятиями нефтегазового комплекса.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Исследование теории и практики разработки нефтяных месторождений ГС и БГС

1.1.1 Деятельность ООО «РН-Пурнефтегаз» в области разработки трудноизвлекаемых месторождений

ООО «РН-Пурнефтегаз» ведет свою историю с 1982 года. Это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России, способной работать в сложных условиях рыночной экономики. За это время открыто 250 нефтяных месторождений, из которых сейчас разрабатываются более 160, основная часть которых находится в поздней и завершающей стадиях разработки.

В разработке ООО «РН-Пурнефтегаз» находятся: Губкинское, Барсуковское, Комсомольское месторождения.

В результате оптимальной технической политики компания на протяжении последних лет удерживает ежегодную добычу нефти на уровне 9 млн тонн, оправдывая репутацию одной из самых стабильных российских нефтяных компаний. До 20% всей нефти добывается за счет применения новейших методов увеличения нефтеотдачи.

В планах компании на 2009 год является поддержание объемов добычи и бурения на достигнутом уровне и снижение темпа падения добычи из старых, истощённых месторождений.

Основной объем нефти добывается «РН-Пурнефтегаз» из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в условиях высокой обводненности и снижения дебита скважин. Поэтому из года в год в добыче нефти внедряются высокоэффективные и ресурсосберегающие технологии: при строительстве скважин - бурение боковых стволов для разработки невыработанных запасов;

бурение горизонтальных скважин; вскрытие продуктивных пластов при отрицательной депрессии; при добыче - применение компьютерной программы «Насос»; замена трубопроводов на коррозионно-стойкие и их антикоррозионная защита; тотальная организация предварительного сброса пластовой воды с применением трубных водонефтеотделителей и др.

Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них. К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся такие месторождения, которые при обычных методах разработки вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой (обычно не выше 20-30%) нефтеотдачей. Причинами являются особенности геологического строения залежей (ухудшенные свойства пласта и пластовой жидкости, проявление реологических свойств нефти, сравнительно низкая концентрация запасов как по площади, так и по разрезу, небольшие размеры залежей), их разбросанность и удаленность от основных месторождений и районов нефтедобычи.

Низкопроницаемые пласты и прослои имеются и на высокопродуктивных залежах, где они залегают в виде линз различной величины, полос разной ширины или коллекторов площадного развития.

Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения этих залежей и иного подхода к проектированию разработки, чем в залежах средней и высокой продуктивности.

Кроме того, основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся значительной выработкой запасов, высокой обводненностью добываемой продукции и падающей добычей. В условиях низкой эффективности бурения новых скважин на разрабатываемых месторождениях, одним из факторов увеличения добычи нефти на сегодня является использование существующего фонда скважин за счет повышения их продуктивности.

Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий. Под этим термином понимается бурение и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), проведенных из старых горизонтальных скважин.

Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных и газовых скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что ГС и БГС позволяют:

1. Повышать нефтеизвлечение из недр за счет увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счет повышения эффективности процессов воздействия на пласт.

Значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счет увеличения площади фильтрации.

Продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин.

4. Восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки.

5. В бездействующих и малодебитных скважинах, фонд которых в России исчисляется десятками тысяч, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождения в разработку), дебит нефти и газа.

6. Повышать эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

7.Снижать объемы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений.

Отмечаются следующие основные недостатки данной технологии:

- трудность проводки горизонтальной части скважины в заданном интервале, что обусловлено современным уровнем развития техники бурения скважин. При постоянном контроле процесса бурения точность проводки - ±1 м;

- сложность проведения исследований по всему стволу скважины в процессе бурения и эксплуатации, а в некоторых случаях и невозможность. Например, по данным исследований нельзя определить толщину продуктивного пласта, так как ГС вскрывает его не на всю толщину;

большая вероятность осыпания и разбухания глинистых пропластков в горизонтальной части скважины;

быстрый прорыв пластовой или закачиваемой воды к забою скважины даже при незначительном увеличении депрессии, особенно в залежах, содержащих высоковязкую нефть;

сложность проведения некоторых видов ГТМ, например, надёжная изоляция отдельных водоносных участков в горизонтальной части или регулирование профиля притока;

стоимость бурения ГС в 1.4-3 раза выше стоимости бурения ВС. При этом стоимость 1 м проходки увеличивается с увеличением глубины скважины, в то же время производительность скважины уменьшается с ростом протяжённости ствола.

На основе проведённого обзора преимуществ и недостатков разработки месторождений горизонтальными скважинами можно сделать вывод о том, что основное преимущество ГС над ННС обусловлено протяжённой зоной дренирования, а увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи при разработке системой ГС обусловлено увеличением площади дренирования залежи и увеличением вероятности вскрыть изолированные нефтенасыщенные пропластки.

К началу 2007 года в ООО «РН-Пурнефтегаз» пробурено более 400 боковых стволов, из которых добыто 1,338 млн тонн нефти (3,3 тыс. тонн на скважину). Бурение ГС и БГС практически охватывает уже все крупнейшие нефтяные месторождения Западной Сибири с разнообразными геологическими условиями, с различными конструкциями скважин, в которые спущены эксплуатационные колонны диаметрами 89, 114 и 146 мм.

Дальнейшие работы по использованию горизонтальных технологий планируется вести в направлении увеличения в 1,5-2 раза количества бурящихся в год дополнительных стволов. Однако применение технологий, направленных на доизвлечение остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней и завершающей стадиях эксплуатации, возможно лишь при согласовании интересов государства и недропользователя. Для реализации принципа рационального использования недр и возможности недропользователю вкладывать финансовые средства в технологии, обеспечивающие возвратность и приемлемую доходность на вложенный капитал, необходимо дифференцировать налоги и рентные платежи в зависимости от горногеологических условий месторождений полезных ископаемых, а также дифференцировать плату за недра (роялти) в зависимости от качества добываемой нефти.

1.1.2 Технология горизонтального бурения

Горизонтальные скважины - это такие скважины, которые имеют достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении (рис.1).

бурение горизонтальный ствол скважина месторождение

Рис.1. Идеализированный профиль горизонтальной скважины

Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью имеет принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и забуривания бокового ствола [13].

Сущность бурения ГС и БГС сводится к следующему.

На поздней стадии разработки залежи останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10-15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-направленный ствол скважин с вхождением в продуктивный пласт на расстоянии 20-50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводят к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом на весьма длительный срок отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. При этом исключается контакт воды с перфорационными отверстиями. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстояние, по крайней мере, 2050 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на об воднение добываемой продукции. Дальнейшее бурение новых стволов скважины возможно из старого ствола и из нового ствола скважины. Например, в старом стволе скважины на 10-15 м выше места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну (отклонитель) длиной 15-20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно.

Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее невырабатываемых запасов залежи.

Опыт показал, что для более эффективного бурения ГС необходимы буровые растворы с низким содержанием твердой фазы, обладающие не только высокими противоизносными, но и смазывающими и ингибирующими свойствами. При этом они должны обеспечивать устойчивость стенок скважин в терригенных породах, где отмечены обвалы и осыпи, а также раствор должен обеспечивать высокую механическую скорость бурения. Такие растворы были найдены экспериментально и промышленно внедрены.

Анализ показал, что в первые годы внедрения ГС стоимость их строительства была в 2,5 раза выше по сравнению с аналогичными вертикальными скважинами, однако общие объемы капитальных вложений в 1,5 раза ниже, а срок окупаемости капвложений сокращается в 2 раза. При этом среднедействующий фонд скважин сокращается в 7-8 раз, а дебит ГС возрастает в 3-7 раз. В настоящее время за счет комплекса научно-технических мероприятий стоимость ГС приближается к стоимости вертикальных скважин.

1.1.3 Повышение производительности горизонтальных скважин

Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий, фактическая эффективность их значительно ниже теоретической возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. Причинами недостаточной эффективности ГС, возможно, являются особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, т. е. длительное время воздействия промывочной жидкости на пласт, влияние диаметра скважины на ее дебит, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы.

Важнейший резерв повышения эффективности ГС -- их полное информационное (т. е. детальное знание геологического строения месторождения и гидродинамики, закономерности изменения физических свойств коллекторов и физико-химических свойств нефти) и математическое обеспечение.

Для прогноза потенциальных дебитов используется следующая информация:

-- геологический профиль (толщины и свойства пропластков);

положение траектории на геологическом профиле;

фильтрационные свойства коллекторов и насыщающих флюидов (проницаемость, пористость, вязкость);

-- пластовые и забойные давления, давление на контуре питания.

Для выбора направления и оценки длины горизонтального участка ствола строится серия геологических разрезов по различным направлениям с учетом распределения коллекторских свойств.

В каждом конкретном случае обосновываются критерии выбора направления и длины условно-горизонтального участка ствола (УГУС) в плане:

положение ГС относительно структурной поверхности;

наличие и направление трещиноватости;

точка входа в продуктивный пласт с учетом отметки ВНК;

наличие минимальных кондиционных значений общих и эффективно нефтенасыщенных толщин, пористости, проницаемости, анизотропии;

значение коэффициента песчанистости, глинистости;

с учетом врезовых зон;

-- с учетом наличия остаточных запасов нефти на участке заложения ГС. Говоря о профиле горизонтального участка ствола скважины, следует

отметить необходимость его оптимального размещения в наиболее продуктивных интервалах разреза преимущественно параллельно напластованию, если нет других веских оснований его модификации. Работы по оперативному геомоделированию и непрерывному геонавигационному и геолого-технологическому сопровождению позволяют управлять траекторией и размещать условно-горизонтальный участок ствола в наиболее продуктивных интервалах объекта.

К настоящему времени технология строительства ГС в целом достаточно отработана в ООО «РН-Пурнефтегаз». Накопленный в компании опыт строительства горизонтальных скважин для разработки трудноизвлекаемых запасов показал, что реализация технологической схемы разработки сильно осложнена несовершенством применяемых технических средств проводки, заканчивания и крепления скважин. Результатами опытно промышленных работ по разработке определено, что появление газа и воды в продукции скважин зависит от наличия и толщины непроницаемых разделяющих перемычек между интервалами поступления продукции в эксплуатационную колонну и ГНК и ВНК.

Опыт эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал, что характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне несовершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии заканчивания скважин - с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны - является низкая эффективность использования горизонтального ствола скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.

По мнению специалистов ООО «РН-Пурнефтегаз», наиболее эффективными технико-технологическими схемами заканчивания скважин являются те, которые предусматривают разобщение продуктивной зоны на ряд участков без цементирования обсадной колонны в этой зоне. Такие технико-технологические схемы могут быть реализованы путем использования заколонных гидравлических проходных пакеров (рис.2).



Рис.2. Профиль притока для горизонтального участка скважины. 1 - профиль притока; 2 - скважинные фильтры.

Анализ промысловых данных по эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по указанной выше технологии, а также имеющиеся геофизические материалы показывают, что для создания условий максимального нефтеизвлечения необходим новый подход к системе заканчивания и крепления горизонтального участка скважины.

В настоящее время в ООО «РН-Пурнефтегаз» успешно развиваются принципиально новые направления в совершенствовании крепления пологих и горизонтальных скважин, целью которых являются:

- проведение высокотехнологичного манжетного цементирования скважины с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта;

- герметичное разобщения горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами;

размещение между пакерами механически управляемых - открываемых и закрываемых - колонных фильтров и клапанов;

проведение операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями.

Применение новых технологий заканчивания горизонтальных скважин позволяет решить актуальную проблему разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для Северо-Комсомольского нефтяного месторождения:

регулируемый отбор нефти из продуктивной зоны скважины для обеспечения оптимальной разработки всей нефтяной залежи;

разобщение от полости эксплуатационной колонны тех участков горизонтального ствола скважины, которые находятся в зонах газоносных или водоносных отложений в результате ошибок допущенных при бурении;

- отделение от полости эксплуатационной колонны тех интервалов в

нефтяной оторочке пласта, которые неоднозначно характеризуются по данным ГИС как водонасыщенные.

В этом направлении успешно ведутся опытно-промышленные работы на месторождениях Западной Сибири. Результаты исследований были доложены на ряде семинаров и конференций, опубликованы в отраслевых журналах.

2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия

2.1.1 Историческая справка ООО «РН-Пурнефтегаз»

Филиал НГДУ «Барсуковнефть» образован на базе нефтепромысла НГДУ №1 с 1984 года распоряжением Западно-Сибирского СНК от 31 октября 1983 года № 2133-р со следующими структурными подразделениями:

а) участок добычи нефти;

б) участок капитального ремонта скважин;

в) промысловая лаборатория;

г) электромонтажный цех;

д) цех подготовки и перекачки нефти;

е) ремонтно-механическая мастерская;

ж) управление домами;

з) транспортный цех на самостоятельном балансе;

и) строительно-монтажный участок на самостоятельном балансе.

Первоначальный план добычи нефти на 1964 год утвержден в объеме 438 тыс.тонн.

Структура являлась безцеховой, т.е. все участки добычи и вспомогательные хозяйства не несли функции планирования, учета и отчетности за исключением автотранспорта и строительства, выделенных на самостоятельный баланс. Работники указанных служб были централизованы в аппарате управления НГДУ и выполняли функции оперативно-производственных отделов.

Автобаза была организована с 1 октября 1984 года приказом по НГДУ №389 от 5 октября в соответствии с распоряжением СНХ № 2562-р от 5 сентября 1984 года, с декабря месяца руководящему составу установлена 1У группа оплаты труда.

На основании письма объединения от 30 сентября 1985 года № 09-11/587 на базе участков добычи № 3 и № 4 организован нефтепромысел №2.

С 1 января 1987 года на базе участка № 2 нефтепромысла № 2 организован нефтепромысел № 3.

В связи с большой разбросанностью объектов по закачке воды и возрастанием закачки воды в пласт организован цех ППД, что повлияло положительно на выполнение плана по добыче нефти (письмо объединения «Башнефть» от 10 февраля 1967 года № 09-12-831).

В ноябре месяце 1988 года на базе бывших нефтепромыслов организованы районные инженерно-технические службы № 1, 2, 3. Также организованы центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) и база производственного обслуживания (БПО).

На базе электромонтажного цеха вся служба энергетиков переименована в прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ).

Служба ремонтников на базе ремонтно-механического цеха объединена и переименована в прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО).

Объединены в один цех бригады подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС). В свою очередь вспомогательные цеха: ПРЦЭО, ЦПВС, ПРЦЭиЭ и ЦПКРС функционируют под руководством базы производственного обслуживания, а технологическая служба под началом ЦИТС.

В 1983 году на базе месторождений нефти 18 марта 1981 года была организована инженерно-технологическая служба № 4.

С 1 июля 1984 года автотранспортная контора НГДУ «Барсуковнефть» приказом по объединению № 127 от 26 апреля 1984 года переименована в Барсуковскую автотранспортную контору. Этим же приказом с 1 мая 1984 года были ликвидированы центральный склад и отдел материально-технического снабжения с группой комплектации оборудования.

Приказом Министра нефтяной промышленности СССР от 3 марта 1978 года № 140 на базе РИТСов организованы цеха по добыче нефти и газа (нефтепромыслы) и утверждена единая номенклатура должностей этих цехов.

В целях увеличения нефтеотдачи пластов путем закачки горячей воды на Барсуковском нефтяном месторождении в 1984 году организован опытный участок по термозаводнению.

В целях ускоренной разработки месторожденийна основании письма объединения за № 09-12-1300 от 17.11.80г. с 1.01.84г организован нефтепромысел № 7 с местонахождением в р.п. Пурпэ.

С целью организации работ по совершенствованию управления производством в НГДУ на основе использования совокупности экономико-математических методов и совершенных средств вычислительной и организационной техники с 1 июля 1993 года на базе службы обработки информации (СОИ) организован отдел автоматизированных систем управления (ОАСУ) (Приказ № 155 от 2 августа 1993 года).

С 4 апреля 1994 года распоряжением НГДУ за № 19-к от 25 января 1994 года прекращена эксплуатация установки термозаводнения.

Постановлением главы администрации Кировского района г.Надым № 60 от 13.01.95 г. создана нефтяную компанию «Пурнефтегаз» в виде ООО.

В целях реорганизации экономически целесообразной структуры производства приказом НГДУ № 60 от 24.03.95г. на основании приказа № 2 от 4 .01.95г. созданы с 1.01.95г.:

на базе Пурпейского управления технологического транспорта транспортный цех как структурное подразделение ППП НГДУ;

на базе Танловског ДРСУ цех дорожно-ремонтных и строительных работ как структурное подразделение НГДУ.

В целях усиления взаимосвязи между подразделениями исключения дублирования выполняемых работ, сокращения численности в течении года произведена реорганизация отделов и служб путем слияния в единые функциональные службы при аппарате управления НГДУ:

1) отделы и службы НГДУ, ТЦ, СМЦ, ЦДРСР:

материально-технического снабжения;

охраны труда и безопасности дорожного движения;

отдела кадров;

бухгалтерии.

2)объединены отделы:

геологии и разработки месторождений;

ЦИТС, производственного, главного технолога, технического в ПТО. В 1997 г. произведены следующие структурные преобразования:

объединены ЦАП и КРТС с СМЦ в единый СМЦ;

объединены ЦДНГ № 2 и ЦДНГ № 6 в единый ЦДНГ № 2;

Во исполнение приказов ОАО «Роснефть» № 82 от 3.04.08г., № 183 от 18.08.08г. с 8.09.08г. в НГДУ создан «Специальный цех по капитальному ремонту скважин» для работы на всей территории Западной Сибири.

Приказом НГДУ № 318 от 28.10.99 СМЦ переименован в цех строительно-монтажных и антикоррозийных работ (СЦМ и АКР).

Приказом НГДУ № 370 от 8.12.99 из производств диспетчерской службы выделен ЦИТС.

Основной целью филиала ООО «РН-Пурнефтегаз» является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах производимых им.

Основными видами деятельности предприятия являются: добыча нефти и газа и их подготовка; обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин; ремонт и строительство автодорог; оказание платных услуг населению; производство товаров народного потребления; производство сельскохозяйственной продукции; торгово-посредническая деятельность;

устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения;

производство и реализация пара и воды;

производство ремонта и наладочных работ приборов безопасности передвижных паровых установок, грузоподъемных механизмов для подъема людей на высоту;

транспортные услуги и услуги специальной техники;

подготовка и повышение квалификации кадров;

маркетинговая деятельность;

другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

Организационно-производственная структура зависит от многих факторов и поэтому не может быть одинаковой для всех нефтегазодобывающих предприятий. Однако существуют общие принципы, на которых строится структура любым нефтегазодобывающим предприятием

2.1 Производственная деятельность предприятия ООО «Пурнефтегаз»

В административном отношении территория производственной деятельности охватывает Надымский и Пуровский, Губкинский районы Ямало-Ненецкого округа Тюменской области.

В 2006 году нефтегазодобывающее управление осуществляло разработку залежей нефти на месторождениях: Барсуковское, Губкинское, Комсомольское, Вьюжское, Известинское, Северо-Комсомольское.

Таблица 1

Основные технико-экономические показатели ООО «РН-Пурнефтегаз» за 2004-2006 гг.

Показатели	2004	2005	2006
Добыча нефти, тыс.тн	2168,5	2156	2181
Товарная нефть, тыс.тн	2153,043	2140,664	2170,173
Валовая продукция, тыс. руб.	1627180	1504413	1618174
Среднесуточн.дебит скважин по нефти на скважину отработанную действующего фонда, тн/сут	2,3	2,2	2,2
Добыча жидкости, тыс.тн	12119	13451	13913
Обводненность нефти (весовая) %	82,1	83,8	84,3
Ввод нефтяных скважин в эксплуатацию СКВ	27	30	28
в т.ч. из разведки	2	2	3
Коэфф. эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин	0,954	0,956	0,950
Объем капитальных вложений, тыс.руб.	331856	700545	556037
в т.ч. эксплуатационное бурение, тыс.руб	82429	119800	173315
Разведочное бурение	58183	124000	77706
Строительство скважин	76762	173418	124632
Среднегод. стоимость основных фондов	2842535	3180431	3925996
Фондоотдача (выпуск вал. продукции на 1 руб. среднегод. стоимости пром-произв. фондов) руб.	0,57	0,47	0,41

В 2006 году план по добыче нефти был перевыполнен на 1,1%. Годовой уровень добычи нефти в 2006 году, по сравнению с 2005 годом, увеличился на 25 тыс. тонн.

В то же время, объем товарной нефти увеличился и составил 100,8% от уровня 2004 года. На рисунках 4 и 5 представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 5 лет работы ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул».



В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, добыча нефти постепенно снижается, что свидетельствует об увеличении степени обводненности скважин. В 2004 году было закачено больше воды, что повлекло за собой увеличение объемов добычи жидкости на 462,7 тыс.

Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2002 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.

Видно, что обводненность добываемой нефти растет (рисунок 6), что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2004 годом обводненность нефти (весовая) увеличилась на 2,2%.



Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин уменьшается, что влечет за собой уменьшение добычи нефти.

Количество нефтяных скважин увеличивается равномерно (рисунок 7) с каждым годом примерно на 29. Благодаря этому поддерживается уровень добычи нефти.

2.1.3 Характеристика финансового положения филиала

Анализ финансовых результатов деятельности предприятия можно произвести на основании данных представленных в таблице 2.

Таблица 2

Анализ прибыли ООО «РН-Пурнефтегаз»

Показатели	Отчётный период	Предыдущий период	Отклонение от Базисного года
	2006 год	2005 год
	в сумме (тыс. руб.)	в%	в сумме (тыс. руб.)	в%	в сумме (тыс. руб.)	в%
Выручка от реализации продукции Себестоимость реализованной продукции ИТОГО валовая прибыль Коммерческие расходы Прибыль от реализации Проценты к получению Проценты к уплате Доходы от участия в других организациях Прочие операционные доходы Прочие операционные расходы Прочие внереализационные доходы Прочие внереализационные расходы Прибыль до налогообложения Налог на прибыль и другие аналогичные обязательные платежи Чистая прибыль	5 081 631 4 646646 434 985 104 813 330 172 2 034 10 1 107 107 1 035 253 67 799 386 335 85 534 20 528 65005	100,0 24,1 75,9 0,5 254,5 238,0 15,6 88,8 19,7 4,7 15,0	4 155 850 3 361 686 794 164 71 905 722 259 362 0 891 301 846904 229 135 231 081 765 072 133 153 631 919	100,0 9,1 90,9 0,046 112,2 106,6 28,9 29,1 96,3 16,8 79,6	925 781 1 284 960 -359 179 32 908 - 39208 71 672 10 215 806 188 349 -181 336 155 254 599 538 112 625 -566 914	+ 22 + 38 -45 + 46 -54 + 46 +20 +22 - 22 +70 + 67 -89 -85 -90

Представленные данные свидетельствуют об уменьшении валовой прибыли на 45 % за исследуемый период. Уменьшение валовой прибыли, стало результатом того, что в отчётный период резко возросла себестоимость продукции на 38 %, также увеличились коммерческие расходы на 32 908 тыс. рублей или 46 %.

Также существенное влияние оказало сильное снижение внереализационных доходов (на 70 %) и увеличение внереализационных расходов (на 67 %). Если в 2005 году сумма внереализационных расходов составляла 231 081 тыс. рублей или 29,1 % от валовой прибыли, то в 2006 году их сумма возросла до 386 335 тыс. рублей или 88,8 % от валовой прибыли.

Главным источником формирования прибыли является основная деятельность предприятия, с целью осуществления которой это предприятие создано. В ООО «РН-Пурнефтегаз» главной целью является добыча, переработка и реализация нефти и попутного газа. Прибыль от реализации продукции, работ и услуг определяется, как разница между выручкой от реализации (без НДС и акцизов) и себестоимостью реализованной продукции, работ и услуг, коммерческих и управленческих расходов.

Управленческие расходы в отсутствуют, как в отчетном, так и базисном периодах. А коммерческие расходы выросли на 46 %.

Таким образом, в результате отчётного периода чистая прибыль на предприятии снизилась на 566 914 тыс. рублей или 90 %.

Такое резкое снижение произошло в силу ряда причин. Во-первых, это увеличение добычи нефти, соответственно - рост себестоимости ее добычи. Внешний фактор - это постоянный инфляционный процесс в стране, в течении отчетного периода возросли цены на услуги, предоставляемые ООО «РН-Пурнефтегаз» сторонними организациями. Надо сказать, что рост себестоимости в 2006 году во многом зависел от того, что было проведено большое количество ГТМ, также увеличилось количество капитальных ремонтов скважин. Все эти мероприятия рассчитаны на вывод скважин из бездействия и преследует единственную цель - это увеличение добычи на предприятии.

Расчёт данных показателей рентабельности продукции по предприятию представлен в таблице:

Таблица 3

Показатели рентабельности продукции ООО «РН-Пурнефтегаз» (тыс. руб.)

Показатели	2004	2005	2006
1. Выручка от реализации товаров, работ, услуг (без НДС, акцизов и аналогичных обязательных платежей)	189141	4155850	5081631
2. Прибыль от реализации	10247	722259	330172
3. Балансовая прибыль	68244	765072	85534
4. Чистая прибыль	58063	631919	65005
1. Рентабельность всей реализованной продукции (%)	5%	17%	6%
2. Общая рентабельность (%)	36%	18%	2%
3. Рентабельность продаж по чистой прибыли (%)	31%	15%	1%

На основе данных таблицы можно построить диаграмму.

Рис.8

На основе расчётов можно сделать следующие выводы.

Показатель общей рентабельности за отчетный период снижается на протяжении рассмотренных лет.

Показатель рентабельности продаж по чистой прибыли также снизился.

Рентабельность всей реализованной продукции показала скачкообразную тенденцию.

Как видно из выше сказанного, все показатели рентабельности продукции чрезвычайно низкие, что может плохо сказаться на дальнейшем развитии предприятия.

Сравнивая активы предприятия и их структуру на начало и на конец отчетного периода, можно отметить следующее.

Таблица 4

Анализ имущества ООО «РН-Пурнефтегаз » за 2006 г.

№ п/п	Показатели:	на начало года (тыс. руб.)	на конец года (тыс. руб.)	Динамика
				в сумме	в%
1.	всего имущества в том числе:	7 302 558 100%	8 466 823 100%	1 164 265	15,94%
1.1.	внеоборотные активы	5 599 235	6 076 654	477 419	8,53%
	в % к имуществу	76,67%	71,77%	-4,90%
1.2.	оборотные активы	1 703 323	2 390 169	686 846	40,32%
	в % к имуществу из них:	23,33%	28,23%	4,90%
1.2.1.	Материальные оборотные средства	762 375	1 374 013	611 638	80,23%
	в % к оборотным средствам в том числе:	44,76%	57,49%	12,73%
	Запасы	602 786	956 837	354 051	58,74%
	НДС по приобретенным ценностям	159 589	417 176	257 587	161,41%
1.2.2.	Денежные средства и КФВ	141 255	53 523	- 87 732	-62,11%
	з % к оборотным средствам	8,29%	2,24%	-6,05%
1.2.3.	Дебиторская задолженность	799 693	962 633	162 940	20,38%
	в % к оборотным средствам	46,95%	40,27%	-6,67%

Общая стоимость имущества предприятия увеличилась на 1 164 265 тысяч рублей или 15,94 %. При этом доля внеоборотных активов снизилась примерно на восемь с половиной процентов. В структуре произошел сдвиг в сторону увеличения оборотных активов на пять процентов, что не повлияло существенно на изменение суммы имущества в целом.

В отчетном периоде внеоборотные фонды увеличились на 8,53 %, тогда как оборотные активы выросли на 40,32 %.

Резкий рост оборотных средств произошел, в основном, за счет увеличения материальных активов - на 80,23 %, в том числе запасов - на 58,74 % и НДС по приобретенным ценностям - на 161,41%.

Почти в три раза на (62 %) снизились денежные средства и краткосрочные финансовые вложения, что может иметь отрицательные последствия для ликвидности предприятия. В частности, на это повлияло уменьшение денежных средств в кассе (261 строка баланса) на 334 тыс. рублей или 84 % и средств на расчетном счете (262 строка баланса) - на 87 405 тыс. рублей или 62 %.

Дебиторская задолженность на предприятии увеличилась на 163 миллиона рублей (20 %). Но это увеличение в сравнении с ростом оборотных активов в целом слишком мало, и поэтому в процентном соотношении доля дебиторской задолженности за отчетный период снизилась на 6,67 %.

2.2 Технико-экономическое обоснование горизонтального бурения на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»

2.2.1 Технико-экономическая целесообразность бурения горизонтальных скважин

Как известно, основным целевым назначением проектирования разработки месторождений независимо от применяемых методов повышения нефтеотдачи является обеспечение запланированных уровней добычи нефти, а также наибольшего коэффициента извлечения нефти при максимальной прибыли с одновременным выполнением экологических требований и охраны недр. С учетом перечисленных требований становится вполне понятным, насколько важным является правильное размещение любых скважин на месторождении и особенно горизонтальных, преследующих цель наибольшего доизвлечения нефти на уже разрабатываемом месторождении. Этой цели подчинены все последующие технологические процессы, начиная от строительства скважин, вскрытия и освоения до непосредственной добьии нефти и ремонтных работ. При неправильном выборе размещения горизонтальных скважин и направлении горизонтального участка его ствола все последующие безукоризненно выполненные технологические работы не дадут желаемого эффекта. Поэтому основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов. При этом обязательно должна учитываться работа всей пластовой системы месторождения. Анализируя состояние разработки месторождений, находящихся продолжительное время в эксплуатации, не трудно убедиться, что в результате неравномерного фронта вытеснения нефти по различным причинам в продуктивном пласте остаются целики нефти, практически не тронутые разра боткой. На выявление этих зон и должны быть направлены в первую очередь предварительные исследования геологов. Конечно же, целесообразность бурения горизонтальных скважин не определяется лишь этим изучением. Во внимание принимается целый ряд других обстоятельств, в том числе наличие слаборазобщенных подошвенных вод, близость ВНК, наличие верхних вод и газовых шапок, коллекторские свойства продуктивного пласта, градиента давления внутри залежи, текущая обводненность продукции близлежащих скважин, проницаемость и трещиноватость разобщающих пропластков. Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т. е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости. С учетом повышенной стоимости бурения горизонтальных скважин проводится технико-экономическая оценка доизвлечения указанных объемов нефти существующими новыми методами повышения нефтеотдачи и сопоставление этих данных при горизонтальном бурении.