Создание и развитие вертикально-интегрированных нефтяных компаний

Размещено на http://www.allbest.ru/

Создание и развитие вертикально-интегрированных нефтяных компаний

Введение

Складывающиеся рыночные отношения в отечественном экономическом пространстве стимулируют возможности отхода от традиционного управления предприятием, обусловливают неизбежность и экономическую целесообразность перехода от управления как такового к менеджменту и маркетингу, требуют создания системы эффективных алгоритмов принятия управленческих решений с учетом изменения рыночной конъюнктуры.

И хотя тема курсовой работы звучит как «Создание и развитие вертикально-интегрированных нефтяных компаний», не уточняя географического их положения, основное внимание в ней будет уделено именно отечественным компаниям, как новым и чрезвычайно важным структурным элементам нефтяной промышленности России.

Стабилизация и развитие нефтегазового комплекса, повышение эффективности его работы в немалой степени зависит от его структурных преобразований путем реформирования и дальнейшего совершенствования нефтяных и газовых компаний.

Особую актуальность в настоящее время приобрела проблема вертикальной интеграции и совершенствования структуры нефтяных компаний путем образования вертикально-интегрированных структур, объединяющих в единое целое всю технологическую цепочку.

Для эффективного функционирования российского нефтяного комплекса крайне важным является создание заинтересованности в соединении усилий предприятий по добыче нефти, ее переработке и сбыту в целях экономии на издержках производства и на базе внедрения новых технологий. Одной из форм обеспечения такой взаимной заинтересованности является образование вертикально интегрированных компаний в форме акционерных обществ или товариществ с подключением предприятий транспорта и нефтепродуктообеспечения.

Интеграция позволяет закрепить хозяйственные связи, усилить стимулы для получения наиболее эффективного конечного результата, сконцентрировать ресурсы по наиболее эффективным направлениям технической политики, использовать наиболее эффективно систему взаиморасчетов, в том числе за счет применения расчетных цен, повысить конкурентоспособность российских производителей на внешнем рынке, а также наиболее экономно решать отдельные задачи использования производственной и социальной инфраструктуры.

Вертикально-интегрированных нефтяных компаний в мире существует около 100, среди них относительно крупных сейчас насчитывается порядка 20. Несмотря на ряд существенных различий как по форме собственности, так и по структуре, их объединяет один общий признак - деятельность по всей цепочке процесса: выявление нефтяных месторождений, добыча нефти, доведение ее до продуктов конечного пользования и реализация нефтепродуктов потребителю.

По сути дела сама жизнь толкает российскую нефтяную промышленность к созданию вертикально-интегрированных структур, разумеется, на новой рыночной основе. Только таким путем можно если не нейтрализовать, то хотя бы смягчить последствия таких негативных явлений, как взаимные неплатежи, острый недостаток оборотных средств, необоснованное понижение курса рубля Центробанком, больно бьющее по интересам экспортеров, в частности, нефти.

1. Капитал корпорации: понятие и структура, характеристика

Понятие структуры капитала

Понятие "структура капитала" носит неоднозначный дискуссионный характер и поэтому требует четкого детерминирования. В наиболее общем виде это понятие характеризуется всеми зарубежными и отечественными экономистами как соотношение собственного и заемного капитала предприятия. Вместе с тем при рассмотрении как собственного, так и заемного капитала предприятия отдельными экономистами в них вкладывается отдельное экономическое содержание.

На современном этапе существенная часть экономистов склоняется к мнению, понятие "структура капитала" должно рассматривать все виды собственного и заемного капитала. При этом в составе собственного капитала должен рассматриваться не только первоначально инвестированный его объем (акционерный, паевый, или индивидуальный капитал, формирующий уставный фонд предприятия), но и накопленная в дальнейшем его часть в форме различных резервов и фондов, а также предполагаемая к реинвестированию вновь сформированная прибыль (нераспределенная прибыль).

Соотношение всех форм собственных и заемных финансовых средств, используемых предприятием в процессе своей хозяйственной деятельности для финансирования активов, представляет собой структуру капитала предприятия.

Собственный капитал является финансовой основой предприятия. Он характеризует общую стоимость средств предприятия, принадлежащих ему на правах собственности и используемых им для формирования определенной части его активов.

Как отмечает известный немецкий экономист-бухгалтер, профессор кафедры экономики и директор Института аудиторов Мюнстерского университета Йорг Бетге: " Собственный капитал представляет собой разницу между суммами активов и обязательств организации за минусом доходов будущих периодов. Величина собственного капитала может быть определена только после отражения и оценки остальных статей баланса".

Эффективное использование собственного капитала, обеспечивающее развитие предприятия, в большей степени зависит от источников формирования собственных ресурсов. В составе внутренних источников формирования собственных финансовых ресурсов основное место принадлежит прибыли, остающейся в распоряжении предприятия. С точки зрения финансовой характеристики хозяйствующего субъекта имеет значение не вся его прибыль и даже не чистая прибыль, а только её накопленная часть.

Определённую роль в составе внутренних источников играют также амортизационные отчисления, особенно на предприятиях с высокой стоимостью используемых собственных основных средств и нематериальных активов. На таких предприятиях создаётся фонд амортизационных отчислений, являющийся составной частью собственного капитала. В качестве финансовых резервов используются только остатки амортизационного фонда как разницу между накопленной и израсходованной его суммами. Но эти средства сумму собственного капитала предприятия не увеличивают, а лишь являются средством его реинвестирования.

Прочие внутренние источники не играют заметной роли в формировании собственных финансовых ресурсов предприятия. К ним можно отнести увеличение собственного капитала за счёт средств от переоценки основных фондов.

2. Понятие и состав издержек производства

В условиях экономической и юридической самостоятельности субъектов хозяйствования возникает необходимость постоянного соизмерения выручки и затрат с тем, чтобы определить прибыль или убыток по результатам деятельности.

Деятельность любого субъекта хозяйствования, занятого в той или иной сфере деятельности, связана с определенными издержками (затратами). Себестоимость отражает, сколько и каких затрат было использовано на производство товара. Затраты показывают совокупность фактических расходов на осуществление уставной деятельности в течение расчетного периода. От суммарного объема затрат зависит основной результирующий показатель -- масса прибыли. Снижение расходов на производство единицы выпускаемой продукции по сравнению с аналогичным показателем у конкурентов улучшает финансовый результат, т.е., сохранив цену на продукцию, предприниматель имеет возможность получать с каждой единицы дополнительную прибыль. Можно сохранить прежнюю форму дохода на единицу, снизить ее цену в сравнении с ценой конкурентов, что приведет к увеличению дополнительной массы прибыли за счет увеличения общих объемов реализации.

Субъекты хозяйствования, занимающиеся производственной деятельностью, определяют издержки производства, а осуществля­ющие сбытовую, снабженческую, торгово-посредническую деятель­ность, -- издержки обращения.

Общая величина затрат, связанных с производством и реализацией продукции (работ, услуг), называется себестоимостью. Себестоимость отражает величину текущих затрат, обеспечивающих процесс простого воспроизводства.

Себестоимость продукции (работ, услуг) представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топ­лива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а также дру­гих затрат на производство и реализацию.

Все издержки принимаются как альтернативные (вмененные), это означает, что стоимость любого ресурса, выбранного для произ­водства, равна его ценности при наилучшем варианте использова­ния. Это один из важнейших принципов рыночной экономики. Раз­личают экономические и бухгалтерские издержки. Экономический подход к определению величины издержек производства несколько отличается от бухгалтерского. Величина издержек упущенных воз­можностей (альтернативных издержек) -- это денежная выручка от наиболее выгодного из всех альтернативных способов использова­ния ресурсов.

У субъектов хозяйствования наряду с явными издержками (вне­шними, денежными) -- затраты на сырье, материалы, оборудование, рабочую силу -- существуют неявные (внутренние, имплицитные) -- стоимость затратных ресурсов, являющихся собственностью фирмы: оплата труда предпринимателя, процент на вложенный капитал, нематериальные активы.

Явные издержки (бухгалтерские) соответствуют затратам наших отечественных предприятий и включают: стоимость сырья, ма­териалов, комплектующих, топлива, энергии, амортизацию, зар­плату с отчислениями во внебюджетные фонды, административные расходы.

Неявные издержки (издержки упущенных возможностей) -- это те доходы, которые могли быть получены из собственных ресурсов, если бы их представить за плату, установленную рынком другим пользователям. В обобщенном виде внутренние издержки представляют собой доход на собственный дополнительно исполь­зуемый ресурс (капитал, землю, труд, как если бы денежные сред­ства были вложены в банк, земля сдана в аренду и приносит ренту и т.д.) и нормальную прибыль (она включает в себя зарплату и воз­награждение предпринимателя, как если бы он работал по найму). Предприниматели в действительности несут эти затраты, но в неяв­ной, в неденежной форме, что позволяет включать их в экономи­ческие издержки. Понятие «экономические» является общепринятым; бухгалтерские исчисляются на практике при подсчете реальной суммы затрат, налогооблагаемой прибыли и т.п.

Учет упущенных возможностей является важной чертой рыночной экономики.

Конкретный состав затрат, которые могут быть отнесены на издержки производства и обращения, регулируются законодатель­ством практически во всех странах. Это связано с особенностями налоговой системы, исходя из чего выделяют затраты (издержки) по способу возмещения затрат.

По возмещению затрат они делятся на:

затраты, подлежащие включению в балансовую себестоимость

расчетного периода, возмещаемые за счет цены на продукцию,

что уменьшает налогооблагаемую прибыль.

затраты, не подлежащие включению в балансовую себестоимость расчетного периода, возмещаемые за счет чистой прибыли (в распоряжении субъекта хозяйствования), что уменьшает прибыль в распоряжении субъекта хозяйствования -- к ним относятся все сверхнормативные расходы (на рекламу, представительские, командировочные, амортизацию, проценты за кредит).

В зависимости от того, в каком структурном звене были осу­ществлены те или иные затраты, выделяют затраты на уровне цеха (участка) -- цеховая себестоимость, на уровне предприятия (фирмы) -- производственная себестоимость, а с учетом затрат по реа­лизации продукции -- полную (сбытовую) себестоимость.

Под структурой себестоимости продукции (работ, услуг) по­нимается поэлементный состав затрат в общей стоимости затрат, т.е. удельный вес различных элементов затрат на производство продукции. Их структура формируется под влиянием различных факторов: характера производимой продукции и потребляемых материально-сырьевых ресурсов, технического уровня производства, форм организации и размещения, условий снабжения и сбыта.

На основе отраслевой себестоимости, т.е. в зависимости от того, какой элемент затрат является преобладающим, выделяют:

материалоемкие отрасли (пищевая, легкая);

энергоемкие отрасли (химическая, алюминиевая);

фондоемкие отрасли (нефтедобывающие и газодобывающие);

трудоемкие отрасли (угольная, лесная, сельское хозяйство).

По способу просчета себестоимость делится на плановую, нор­мативную и фактическую.

Плановая себестоимость определяется по плановым нормам расхода и плановым ценам и тарифам.

Нормативная себестоимость определяется по нормам расхода, действующим на начало расчетного периода и по действующим на начало периода ценам.

Фактическая себестоимость отражает сложившиеся в расчетном периоде затраты на производство и сбыт.

капитал добыча нефть себестоимость

3. Интенсификация добычи нефти. Технико-экономические особенности методов

Комплекс оборудования и технология интенсификации добычи нефти и газа методом регулируемых депрессионных воздействий предназначены для повышения производительности низкодебитного и реанимации простаивающего фонда скважин.

Область применения нефтяных и газовых скважин на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и пористости горной породы;

скважин с резко пониженным дебитом по отношению к соседним и работающим из того же пласта;

скважин, резко снизивших дебит в процессе эксплуатации при сохранении пластового давления;

скважин, где нецелесообразно проводить гидроразрыв пласта из-за близко расположенного водонефтяного контакта;

скважин с заглинизированной при бурении призабойной зоной;

долго простаивающих скважин, в том числе после их капитального или подземного ремонта и консервации.

Описание

Сущность заключается в создании по вскрытому разрезу скважины полного диапазона депрессионных воздействий в режиме «набор-сброс». Для осуществления необходимо:

выявить с помощью специальной методики естественные фильтрационные пути и их преимущественную направленность в пласте с учетом его напряженно деформированного состояния и кольматации флюидопроводящих каналов;

смонтировать на устье скважины комплекс оборудования, обеспечивающий реализацию технологии в автоматическом режиме;

подобрать на основе анализа геолого-технологической информации необходимые параметры процесса и подвергнуть вскрытый интервал пласта пульсирующему воздействию по схеме «набор-сброс».

Решаемые задачи

воздействие на наиболее продуктивную часть пласта с целью интенсификации притока;

выравнивание профиля притока (приемистости) и подключения к работе относительно низко продуктивных интервалов;

продление срока немеханизированной добычи нефти на 5 и более лет;

осуществление регулируемого периодического отбора продукции по скважинам в оптимальном режиме, в любое время года, без подъема НКТ;

2-х и более кратное увеличение суточных дебитов эксплуатационных скважин;

обеспечение в автоматическом режиме подачи рабочего агента извне при работе периодических скважин;

снижение затрат на борьбу с отложениями парафина в подъемных трубах;

в зимних условиях, при повышенной обводненности эксплуатационных скважин, предотвращение замерзания выкидных линий до ГЗУ и обеспечение автоматической продувки газоконденсатных скважин на сборных участках;

замедление процесса обводнения скважин;

обеспечение надежной работы скважин регулятором циклов в 3-х программном исполнении, включая и с изолированным затрубным пространством;

выбор депрессии, обеспечивающей наилучшие условия для притока флюида в скважину, и увеличение на 10-15% коэффициента нефтеизвлечения.

Целью данной работы является оценка технико-экономической эффективности методов интенсификации добычи нефти, уже внедренных или прошедших стадию опытно-промышленного внедрения. При этом используемое оборудование и порядок производства работ детально не рассматривается. Ввиду ограниченного применения не рассматриваются такие методы, как тепловые.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.

С середины 1980-х годов в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.

Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.

Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.

По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:

- локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.

- глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта.

Используется в коллекторах со средней и высокой проницаемостью.

- массированный с разрывом более 100 м и объемом закачки более 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.

Эта классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.

Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикали, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине и др. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и горизонтальных скважинах. В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин для отработки критериев выбора скважин, режимов проведения разрывов и технологии освоения.

Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта. После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 - 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

По данным ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела применение этого метода на нефтяных скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах позволяет за 2-4 года получить дополнительно от 2847 до 4653 т нефти на одну скважину.

Реагентная обработка скважин. Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями - это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:

- кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;

- окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;

- комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;

- полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.

К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.

В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.

Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

При взаимодействии акустического поля с фазами горных пород достигается: увеличение их проницаемости благодаря изменениям структуры пустотного пространства; разрушение минеральных солеотложений; акустическая дегазация и снижение вязкости нефти; вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта. Технология обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты. При этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия является технически и физиологически безопасным и экологически чистым. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.

Аппаратура для акустической обработки скважин состоит из скважинного источника акустических колебаний магнитострикционного или пьезокерамического типа и наземной геофизической станции, которая содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического поля, создаваемого скважинным генератором.

По результатам геофизических исследований в продуктивном пласте устанавливают интервалы обработки. Спуск и подъем излучателя в интервал перфорации осуществляется каротажным подъемником на геофизическом кабеле. Режим работы скважинного снаряда может быть непрерывным (монохроматическое излучение) и импульсным. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет реализовать условия резонанса в обрабатываемой среде, и при этом амплитудное значение энергии в импульсе существенно выше, чем в непрерывном излучении. Успешность обработки достигает 80%.

Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ). При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3 х10-6 сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования. Основными параметрами электрогидравлической обработки, определяющими ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации.

Устройство для электрогидравлической обработки скважины состоит из наземной части и скважинного снаряда, соединенных между собой геофизическим кабелем. В наземную часть устройства входит преобразователь и каротажный подъёмник. Скважинный снаряд состоит из зарядного блока, емкостей накопителей, разрядника и электродной системы.

Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины - от 6 до12 часов, успешность - 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.

Азотно-импульсная обработка. Технология предназначена для избирательного воздействия импульсами давления, которые создают газогенераторы, на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискваженной зоны.

Областью применения технологии являются низкодебитные и простаивающие скважины. Она может быть использована и для повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения дебита нагнетательных скважин.

Газогенераторы заряжаются азотом до давления 100 атм. Комплект погружных газогенераторов для пяти- и шестидюймовой обсадной колонны устанавливают в интервале обработки пласта. В ходе обработки на протяжении 1,0-1,5 метра вдоль ствола скважины генерируется импульсы давления до 120,0-150,0 Мпа. При этом в зависимости от состояния зоны обработки регулируются параметры импульсного воздействия по амплитуде, частоте и длительности импульсов. Время обработки скважины не превышает 24 часов. Весь комплекс оборудования смонтирован в автомобиле повышенной проходимости «Урал».

В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50 скважин составила 90 %, в среднем их дебит возрос в 3,7 раза, а количество отобранной нефти на одной скважине увеличилось на 510 т.

Объемное волновое воздействие на месторождение. При этом на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющиеся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.

Технология предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости (терригенные - коллекторы, представленные породами различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и характером цементирующих веществ). Применяется на разных стадиях эксплуатации месторождений при выработанности запасов и обводненности не более 70 %. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5 -3 км.

Технология создает объемный характер воздействия на нефтяную залежь и обеспечивает интенсификацию добычи за счет ряда факторов, каждый из которых или в сочетании друг с другом может преобладать в определенных геолого-технических условиях, способствуя добыче дополнительной нефти.

К таким факторам при разработке пластов заводнением относятся: изменение вязкости нефти и фазовой проницаемости коллектора для нефти и воды, ускорение гравитационной сегрегации остаточной нефти (гравитационное отделение в поровом пространстве нефти от породы при различного вида воздействиях), активизация систем макротрещин за счет вибрации и подвижки блоков, дегазация с вытеснением нефти газом из тупиковых пор, вовлечение в разработку обтекаемых водой нефтяных целиков (невыработанные зоны продуктивного пласта со стянутыми порами).

В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле - до года и более.

Для возбуждения волновых колебаний используются серийные виброисточники, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц. Количество виброисточников на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка. Технология эффективно применялась в терригенных и карбонатных коллекторах на 7 месторождениях. В зоне воздействия находилось 205 скважин, из которых в среднем реагировало на воздействие 75,6 %. При этом добыча нефти увеличилась в среднем на 33,5%.

Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта - создается при работе штангового насоса, упирающегося в зумпф (отстойник, внутреннее пространство скважины, расположенное ниже интервала перфорации) через специальный хвостовик и колонну труб. В результате воздействий в массиве формируются волны упругих деформаций, которые распространяются на большие расстояния от скважины и обеспечивают получение значительных эффектов, как в самой возбуждающей скважине, так и в скважинах, расположенных в радиусе 2-2,5 км от нее.

Инфранизкочастотные упругие колебания формируют в пласте зону разуплотнения, что улучшает его фильтрационные характеристики.

Строго необходимым условием реализации технологии является определение и соблюдение технологических и технических параметров, обеспечивающих возможность параметрического резонанса на одной из частот, кратной частоте работы штангового насоса в системе насос - опорная колонна - порода зумпфа.

Технология эффективно реализуется при выполнении следующих условий:

выработанность запасов месторождения не должна быть более 50 -70%, обводненность - 60-80 %, наличие в центре участка с радиусом 2 - 2,5 км хотя бы одной скважины, оборудованной штанговым насосом для отбора нефти, для использования ее в качестве возбуждающей. Ограничений по литологическому составу коллектора, свойствам нефти, пластовому давлению и температуре не существует. На 8 месторождениях нефти, включая Самотлорское, в радиусе воздействия положительный эффект фиксировался в 75% добывающих скважин, в остальных 25% дебит снижался или не менялся. Увеличение общей добычи достигало 20-30 %.

Технология электрической обработки скважин - предназначена для снижения обводненности добываемой жидкости на добывающих нефтяных скважинах, восстановления их производительности, отсечки газовых конусов, а также для восстановления характеристик нагнетательных скважин. Объектами применения технологии являются как терригенные, так и карбонатные коллектора с глубиной залегания до 2000 м и 3000 м соответственно.

Как правило, обработке подлежат скважины с обводненностью продукции 40-85% и дебитом по жидкости 10-85 м3/сутки при неоднородных пластах с чередующейся высокой и пониженной пористостью.

Сущность технологии основана на том, что при пропускании через нефтяной пласт импульсов электрического тока происходит выделение энергии в тонких капиллярах. Когда количество выделяемой энергии превышает некое пороговое значение, наблюдаются изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных потоков.

В скважинах происходят разрушение кольматанта и прилегающих слоев горной породы, газовая кольматация, разрушение двойных электрических слоев, изменение поверхностного натяжения на границе раздела фаз. После окончания электровоздействия на пласт в результате изменения пространственной структуры фильтрационных потоков в породе обводненность добываемой нефти оказывается значительно сниженной на длительный период времени.

В общем случае для реализации технологии возможны несколько схем подключения к скважинам. Чаще используется схема подключения двух рядом расположенных скважин к колонным головкам. Источником питания служит дизель-генератор с понижающим трансформатором или высоковольтный трансформатор. С выхода силового блока разнополярный импульсный ток через силовые кабели подается на металлическую арматуру устьев двух намеченных для электровоздействия скважин. Продолжительность электровоздействия на пласт составляет 20-30 часов. При этом отсутствует негативные воздействия на обсадные колонны и другое скважинное оборудование.

Разработана и начинает внедряться схема подключения к колонной головке одной скважины с использованием заземления. В качестве заземления используются 50 металлических стержней, которые выполняют роль второго электрода.

По схеме подключения двух скважин на месторождениях Западной Сибири произвели обработку 450 скважин. Их дебит был увеличен в среднем в 2,5 раза при существенном снижении обводненности продукции. Продолжительность действия эффекта в среднем составило 32,4 месяца.

Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка. Технология реализуется при помощи виброструйного декольмататора, разрушающего кольматирующие образования закачкой в призабойную зону кислот или других реагентов путем многократных гидравлических ударов и выноса на поверхность про-дуктов реакции. Устройство позволяет производить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличи-вается радиус обработки, и новая порция реагента воздействует на следующий слой.

Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция зака-чиваемого реагента (подпакерное пространство - внутренний объём скважины, расположенный под пакером - уплотнительным элементом, создающим герметичный контакт трубы с коллекторм).

Процесс происходит в режиме гидроудара, что облегчает проникновение реагента в пористую среду, приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. В раз-работанном устройстве величина импульса давления может варьироваться в пределах 2,0-10,0 МПа. Затем без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования производится запуск струйного насоса и осуществляется вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из пласта.

Технология предназначена для комбинированной обработки скважин в низкопроницаемых высокоглинистых коллек-торах, а также коллекторах средней и даже высокой проницаемости, фильт-рационные характеристики которых значительно - на порядок и более - снижены в процессе бурения, первичного вскрытия пласта или эксплуатации скважины.

В период с 2002-го по 2006 год обработка призабойной зоны пласта этим способом проведена на 17 скважинах. Коэффициенты их продуктивности возросли в 2,3-5,9 раз. При-росты дебитов нефти в среднем составили 8,4 т/сутки. Дополнительная до-быча нефти составила в среднем 1129 т на скважино-обработку, что в 3 раза превышает результаты традиционной обработки призабойной (перфорированной прискважинной) зоны.

Газодинамический разрыв пласта (ГДРП). Технология разработана в ЗАО «Пермский инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные генераторы давления с сжиганием пороха и жидкие термогазообразующие композиции.

Механическое воздействие при ГДРП осуществляется в два этапа. На первом этапе твердотопливные генераторы давления создают импульс давления с крутым фронтом большой амплитуды и достаточно малым временем действия (доли секунд). Величина максимального давления превосходит давление разрыва пласта. В этом случае в пласте будет образовываться сетка мелких трещин. На втором этапе происходит сгорание композиции.

Сгорание характеризуется длительным временем действия (несколько секунд) и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения длины и раскрытия (зияния) мелких трещин, образовавшихся при горении на первом этапе.

При ГДРП скважинная жидкость, термогазообразующие композиции и продукты горения проникают в пласт под импульсным воздействием давления не путем фильтрации через пористую среду, а по естественным и вновь образованным трещинам, как клин расширяя и распространяя их вглубь пласта.

Причем длина образующейся трещины больше длины самого клина. Образующиеся в пласте остаточные вертикальные трещины не требуют закрепления, что обусловлено свойством горных пород необратимо деформироваться при динамическом нагружении и разгрузке. Оценки показывают, что длина остаточных трещин, образуемых при ГДРП, может достигать 25-30 м, а раскрытие (зияние) остаточных трещин составляет 2-8 мм. Компоненты композиций не загрязняют пласт и обладают разглинизирующими свойствами.

Тепловое воздействие продуктов горения состоит в растворении высокомолекулярных отложениий парафина, асфальтенов и смолистых веществ и снижении вязкости нефти в прискважинной зоне пласта путем передачи тепла от газообразных продуктов горения, температура которых может достигать соответственно 22500 и 14500 К.

Физико-химическое воздействие на пласт продуктов горения проявляется в снижении коэффициентов вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, частичном растворении карбонатов и пластового цемента. При снижении давления в скважине и его пульсации происходит очистка трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц и продуктов реакции.

Для проведения ГДРП выбирают скважины, удовлетворяющие следующим условиям. Коллектор - известняки, пористые трещиноватые доломиты, песчаники с прослоями аргиллитов, алевролитов и глин. Гидростатическое давление в интервале обработки - не менее 10 МПа. Статический уровень - не менее 200 м от устья скважины. Плотность перфорации - не менее 20-30 отверстий/м. Глубина скважины должна быть более 1200 м. При пластовой температуре до 1000С работы проводят с любыми марками термогазообразующих композиций.

Технология гидродинамического разрыва пласта применялась на месторождениях нефти в Западной Сибири, Волгоградской, Пермской и Калининградской областях, и др. При обработке 43 скважин 26 скважин были бездействующими. Среднее приращение дебита скважин в результате обработки составило 13,8 т/сутки и дополнительно получаемая нефть при одной скважино - операции составила 2525 т. При этом продолжительность действия эффекта находилась в пределах 6-18 месяцев.

Для рассматриваемых технологий в таблице представлены в порядке возрастания результаты оценки удельного веса затрат на 1 т дополнительно добытой нефти.

Комбинация методов повышает эффективность обработки скважин

Заключение

Условия работы нефтяных компаний в России характеризуются неустойчивостью и резкими изменениями параметров общей экономической ситуации -- темпов инфляции, динамики валютного курса, изменениями межотраслевых соотношений цен, реальных доходов населения, спадом производства в крупных секторах.

Поэтому зарубежный опыт управления нефтяной промышленностью в форме вертикально-интегрированных компаний чрезвычайно важен для России на нынешнем этапе перехода ее экономики к рынку. В бывшем СССР существовала, пожалуй, самая интегрированная в мире система управления нефтегазовым комплексом, хотя отдельные звенья технологической цепочки принадлежали различным ведомствам. Все нити сходились в бывшем Госплане, где разрабатывались плановые балансы добычи, переработки и распределения нефти и нефтепродуктов по установленным сверху ценам, что обеспечивало интегрированность всей системы -- от скважины до бензоколонки. Однако это была не экономическая интеграция, основанная на интересе равноправных партнеров, а административно-командная, основанная на неэкономических методах управления. Не только в условиях рынка, но и перехода к нему такая система не могла сохраняться, ибо противоречила логике реформ. Распад планово-распределительной системы в нефтегазовом комплексе оказался чрезвычайно болезненным, когда вследствие ликвидации СССР отдельные звенья единой технологической цепочки оказались в разных независимых государствах, а многолетние связи нарушились. В настоящее время некоторые связи восстановлены, и очевидна необходимость их восстановления в полном объеме, но уже на иных, взаимовыгодных основаниях. Становление ВИНК и реализация заложенного в их структуре потенциала должны сыграть значительную роль в этом интеграционном процессе не только внутри РФ, но и на экономической территории всего СНГ.

В условиях высокой неопределенности и неустойчивости экономической ситуации вертикально интегрированные компании имеют существенные преимущества перед независимыми производственными и посредническими фирмами как с точки зрения выживания входящих в них подразделений, так и с точки зрения нормализации общей экономической обстановки в стране. Интеграция позволяет повысить эффективность функционирования компании и ее выживаемость в конкурентной борьбе. Преимуществом интегрированной компании является сбалансированность сбыта. Когда цена на нефть падает, прибыль добывающих подразделений уменьшается, но нефтепереработка и нефтехимические производства увеличивают прибыль, так как понижение стоимости сырья, как правило, больше, чем уменьшение стоимости продукта, поэтому потери одного компенсируются приобретениями другого подразделения.

В целом, как показывает практика, вертикальная интеграция компаний, занятых нефтяным бизнесом, имеет конкурентные преимущества перед предприятиями и фирмами специализированного типа.

Реализуя свои стратегии, отечественные нефтегазовые компании могут в перспективе конкурировать с аналогичным зарубежным компаниями не только за счет наличия богатейших запасов нефти и газа и дешевой рабочей силы (т.е. природными, сырьевыми качествами, что, несомненно, является большим плюсом и резервом), но и своими развитыми качествами, полученными в результате реализации собственных оригинальных управленческих решений и подходов, знаний и идей.

Радикально меняющиеся в последнее время условия функционирования отечественных энергокомпаний, характеризуются необходимостью работы в нестабильной и неопределенной внешней среде. Такая ситуация предъявляет к менеджерам новые требования, связанные с повышением способности к самостоятельному "стратегическому" мышлению, наличием доступа к оперативной информации о внешней среде, отражающей самые различные точки зрения.

Крупнейшие нефтяные компании при реализации долгосрочных целей устойчивого развития должны четко определять глобальную перспективу бизнеса, ориентируясь на новые технологии и партнерство с другими хозяйствующими субъектами с целью увеличения стоимости компании.

Использование преимуществ единой стратегии управления и ориентированность на ключевые факторы успеха компании требуют консолидации финансовых результатов дочерних предприятий, а также введения принципов консолидированного налогообложения. Особое значение в нефтяной промышленности придается гибкому налоговому законодательству, обеспечивающему оптимальный режим деятельности ТЭК и сбалансированность интересов различных участников.

Список использованной литературы:

Алафинов С. «Нефтяной бизнес - интеграционные процессы вчера, сегодня, завтра» - «Нефть и Капитал» №11-1995

Алекперов В. «Вертикально-интегрированные нефтяные компании России» М.,1996.

Алекперов В. «Вертикальная интеграция и конкуренция на рынке нефти и нефтепродуктов» - «Нефть и бизнес» №2-1997

Алекперов В. «Заглядывая в будущее» - «Нефть России» №2-1998

Алекперов В. «Наша цель - стать компанией мирового уровня» - «Нефть России» №5-6-1997

Алекперов В. «Основные тенденции в нефтяном бизнесе» М.,1998.

Арбатов А. «Камо грядеши?» - «Нефть России» №8-1996

Колядов Л., Комарова Л., Епифанова Н. «Структура управления нефтяными компаниями» М.,1997.

Мухин А. «Российские вертикально-интегрированные нефтяные компании: проблемы управления» - «Вопросы экономики» №1-1998

«Структурная перестройка в нефтегазовом комплексе страны»/ Колядов Л., Епифанова Н. и др. М.,1997

Шагиев Р. «Интегрированные нефтегазовые компании» М.,1996

Шагиев Р. «Нефтегазовые компании: управление, стратегия, структура» - «Нефтяное хозяйство», №4-1996

Размещено на Allbest.ru