Аналіз та оцінка ефективності роботи НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Аналіз та оцінка ефективності роботи НГВУ "Надвірнанафтогаз"

1.1 Загальний аналіз основних техніко-економічних показників та оцінка роботи підприємства

Предметом дослідження у даному розділі є виробничо-господарська діяльність підприємства і його підрозділів загалом. Кожний підрозділ, який входить до складу підприємства, є специфічним по застосуванню засобів праці, виробничому процесу, організації виробничого процесу і результати його діяльності оцінюються показниками, які відображають ці особливості. Розміри і виробничі потужності допоміжних підрозділів повинні визначатись потребами основного виробництва. Отже, при аналізі виробничо-господарської діяльності підприємства слід звернути увагу на пропорційність розвитку всіх його підрозділів, оптимальне співвідношення виробничих потужностей основного та допоміжного виробництв.

Робота підприємства характеризується системою техніко-економічних показників, які воно планує самостійно.

Технічні показники характеризують рівень технології видобутку нафти, а також технічні характеристики обладнання, інструменту, тощо.

Економічні показники характеризують рівень господарської діяльності підприємства. Вони в свою чергу поділяються на кількісні та якісні.

Кількісні показники відображають безпосередні результати роботи підприємства. До них відносяться обсяг виробництва (обсяг видобутку нафти, газу, газового конденсату, товарна продукція).

Якісні показники визначають ефективність функціонування окремих ланок та використання виробничих ресурсів. До цієї групи відносяться наступні показники: продуктивність праці, затрати на 1 грн. товарної продукції, фондовіддача, рентабельність та інші.

В ході аналізу необхідно виявити фактори, які вплинули на отримані результати, дати їм кількісну оцінку та визначити резерви для підвищення ефективності виробництва

Техніко-економічні показники, що комплексно характеризують виробничо-господарську діяльність НГВУ "Надвірнанафтогаз" за 2004-2008 роки наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 - Основні техніко-економічні показники НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Для хактеристики і аналізу основних техніко-економічних показників скористаємось методом рядів динаміки та методом порівнянь. Розрахунок зміни основних техніко-економічних показників приведені в таблиці 1.2, а динаміка їх зміни зображена на рисунку 1.1.

аналіз ефективність виробнича потужність свердловина

Таблиця 1.2 - Динаміка основних техніко - економічних показників

Рисунок 1.1 - Динаміка основних техніко-економічних показників НГВУ «Надвірнанафтогаз» за 2004-2008 p.p.

Загальний аналіз основних техніко-економічних показників НГВУ «Надвірнанафтогаз» показав, що видобуток нафти збільшився із 310,7 тис. т у 2004 р. до 337,3 тис. т у 2008 p., тобто відбулось зростання на 26,6 тис.т або на 8,56%. Збільшення нафтовилучення з пластів здійснюється завдяки тому, що відбувається нестаціонарне заводнення - циклічне нагнітання води, а також за рахунок розробки слабо дренованих зон родовищ.

Обсяг видобутку газу за аналізований період зріс із 9,9 до 11,2 млн. куб.м, тобто зріс на 1,3 млн. куб.м, тобто на 13,3%, причому у 2005 році обсягів видобутку газу дещо спав у порівнянні з 2004 р. В НГВУ «Надвірнанафтогаз» з метою зниження витрат газу проводиться дослідження газоконденсатних свердловин під час зупинки ГПЗ. В зв'язку з цим зростає також і середньодобовий видобуток. Зростання видобутку нафти і газу також відбулося за рахунок збільшення собівартості видобутку одиниці продукції.

Фондовіддача на підприємстві характеризується стрибкоподібними змінами, так як її рівень у 2004 р. становив 0,36 грн./грн.., у 2005 р - 0,53 грн./грн., у 2006 р.-0,42 грн./грн., у 2007 р. - 0,38 грн./грн., а у 2008 р. фондовіддача знову зросла до рівня 0,55 грн./грн. Така її зміна зумовлена як змінами обсягів видобутку нафти і газу, так і введенням-виведенням основних засобів в експлуатацію протягом 2004-2008 pp.

За аналізований період собівартість 1т. нафти, та собівартість 1 куб.м газу відображала тенденцію зростання - 52,56% та 24,2% відповідно. Головною причиною цього зростання стала погана робота підприємства, неінтенсивне використання виробничих ресурсів, низький рівень удосконалення техніки, технології, організації праці, а також зростання цін на електроенергію, паливо і металопродукції. Також зростання даного показника зумовлене постійними витратами на поточний і капітальний ремонт.

Реалізація товарної продукції мала тенденцію до зростання. Так в 2004р. вона становила -11,57%, а в 2008р. вона зросла до 44,86 %. Це пов'язано із збільшенням видобутку нафти і газу за аналізований період, а також із вдосконаленням системи транспортування нафти і газу.

Прибуток, що виступає основним фінансовим джерелом розвитку підприємства, має також тенденцію до зростання. За період 2004-2008 pp. прибуток збільшився на 55,39%, однак рентабельність продукції зменшилась на 10,59%, у 2008 р, прибуток становив 132251 тис.грн., тобто збільшився на 11589 тис.грн. (на 9,58%), порівняно з 2006р., але рентабельність зменшилася на 22,0% у 2007 р. у зв'язку із збільшенням експлуатаційних витрат на нафту і газ. У 2007 році порівняно з 2004 р. за результатами розрахунків прибуток суттєво знизився на 22271 тис.грн., що становить 16,81%, а отже і відносний показник рентабельності продукції, який характеризує результативність будь-якої діяльності, знизився на 42,86%. А вже в 2008 році прибуток в порівнянні з 2004 р. склав на 72998 тис.грн. більше, тобто на 9,16%. Це відбулось за рахунок значного зростання обсягу реалізованої продукції. Відповідно ефективність витрат на виробництво продукції і її збут також зросли.

Аналізуючи діяльність НГВУ "Надвірнанафтогаз" за 2004 - 2008 роки можна зробити висновок, що основні показники характеризуються більш стабільними змінами.

За визначеними показниками рядів динаміки та аналізу якості техніко-економічних показників, ми бачимо, що за звітний період НГВУ «Надвірнанафтогаз» збільшувало свої обсяги видобутку. Динаміка видобутку нафти та газу обумовлена об'єктивними закономірностями розробка покладів і ефективністю організаційно-технічних заходів, що проводились. Тому можна зробити висновок, що НГВУ «Надвірнанафтогаз» повинно покращити своє економічне становище.

1.2 Аналіз обсягів видобутку нафти, газу та конденсату

Для оцінки обсягів видобутку нафти, газу та конденсату в НГВУ «Надвірнанафтогаз» проведемо аналіз зміни на протязі 2004-2008р.р. таких показників: видобуток нафти з конденсатом, видобуток газу як попутнього так і природного, середньодобовий видобуток нафти і газу та собівартість видобутку нафти і газу. Занесемо вихідні дані для аналізу в таблицю 1.3.

Таблиця 1.3 - Показники видобутку нафти і газу в НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Для характеристики і аналізу показників скористаємось методом рядів динаміки та методом порівнянь. Розрахунок зміни основних техніко-економічних показників приведені в таблиці 3.4 а динаміка їх зміни зображена на рисунку 1.2.

Рис. 1.2 - Динаміка видобутку нафти, газу та конденсату в НГВУ «Надвірнанафтогаз» за 2004-2008 p.p.

Як видно з таблиці 3.4 видобуток нафти з конденсатом протягом аналізованого періоду зростає. Так, в 2008 році даний показник зріс на 7,4% (21889 тон) порівняно з базовим 2004 роком. Збільшення нафтовилучення з пластів здійснюється завдяки тому, що відбувається нестаціонарне заводнення -циклічне нагнітання води, а також за рахунок розробки слабо дренованих зон родовищ.

Значення видобутку газу також збільшується протягом всього періоду. В 2008 році видобуток попутнього газу збільшився на 14388 тис. м (19,9%) відносно 2004 року. Видобуток природнього газу дещо знизився, і в 2005 році він був меншим на 1121 тис. м3 (15,6%) відносно 2004 року. Проте в наступні роки даний показник збільшується, тому в 2008 році він досяг значення більшого на 12,4% (752 тис. м3). В НГВУ "Надвірнанафтогаз" з метою зниження витрат газу проводиться дослідження газоконденсатних свердловин під час зупинки ГПЗ, в цей час на газозбірних системах виконуються ремонти, ліквідуються пропуски газу, проводиться випробування газопроводів на герметичність. В зв'язку з вищенаведшями причинами зростає також і середньодобовий видобуток.

Середньодобовий видобуток нафти з конденсатом на протязі всього аналізованого періоду зростає. Так в 2004р. він становив 851,28т., а в 2008р. збільшився до 911.27 т. Середньодобовий видобуток попутнього газу також зростає . В 2005р. він зріс на 8,9 %, в 2006р. на 11,6 %, в 2007р. 13,3 % а в 2008р. на 19,9 % порівняно з 2004р. Середньодобовий видобуток природнього газу на протязі 2004-2008р.р. зменшується з 19,67 тис. м3 до 18,66 тис. м3 Це пов'язано із зміною видобутку нафти з конденсатом, попутнього та природного газу.

Собівартість видобутку 1т. нафти з конденсатом, газу природнього та газу попутнього зростає, про що свідчать дані таблиці 3.3. В 2008 році собівартість видобутку 1 т. нафти з конденсатом зросла на 46,81 т/грн. (20,4%) порівняно з попереднім 2007 роком і на 165,9 т/грн. (149,9%) порівняно з базовим роком. Таке різке збільшення собівартості видобутку нафти пов'язано із зростанням цін на енергоресурси, матеріали та послуги.

Показник собівартості видобутку газу природнього зменшився в 2007 та 12008 роках на 5,14 м3/грн (13,6%) та на 4,22 м3/грн, (12,9%)порівняно з попередніми періодами. Зниження собівартості видобутку природнього газу зумовлено впровадженням нової технології потужного гідророзриву пластів в газових свердловинах, що призводить до зменшення витрат на видобуток газу.

Коефіцієнт експлуатації свердловин є досить високим, що свідчить про високий рівень експлуатації фонду свердловин. Значення коефіцієнта експлуатації протягом всього періоду становить 0,962, і тільки в 2007 році дещо збільшився і склав 0,963.

Отже, в НГВУ «Надвірнанафтогаз» за звітній період в цілому збільшився видобуток нафти та газу. Це пов'язано із зпровадженням нової, більш досконалої техніки та скороченням простоїв. Однак продуктивні пласти в Надвірнянському районі є досить виснаженими, а також нафта яка залягає в регіоні є високов'язкою, що є проблемою для НГВУ. Вирішення цієї проблеми можливе за рахунок введення в експлуатацію глибинно-насосних установок для видобутку високов'язкої нафти.

1.3 Аналіз використання фонду свердловин по часу та продуктивності

Рівень техніко - економічних показників НГВУ залежить перш за все від правильного використання у часі наявного в розпорядженні підприємства фонду свердловин. Тому для планування і аналізу використання фонду свердловин на підприємстві НГВУ "Надвірнанафтогаз" розраховуються показники використання та експлуатації, динаміка яких приведена в (таблиці 1.5 ).

Таблиця 1.5 - Показники використання нафтового фонду свердловин по часу на підприємстві НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Розглянемо за даними таблиці, як змінюються ці показники по способах експлуатації нафтових свердловин і зобразимо на рисунку 1.3.

В цілому протягом 2004 - 2008 pp. коефіцієнт використання фонду видобувних свердловин на підприємстві досить високий. Так для нафтового фонду він склав в 2004 р. - 0,830; в2005 р. - 0,895; в 2006 р. - 0,935; в 2007 р. - 0,956; в 2008 р. -0,956, для газового відповідно - 0,890: 0,942: 0,975; 1,0: 1,0.

Різке зменшення числа бездіючих свердловин в 2008 році привело до зростання коефіцієнта використання як нафтового так і газового фонду свердловин. На 1 січня 2008 р. із загального числа нафтових свердловин знаходились в бездії 2 свердловини або (0,6%) і в освоєнні після буріння 3 свердловини, а з видобувних свердловин в бездії немає.

За рахунок введення цих свердловин в експлуатацію такий рівень коефіцієнта експлуатації свердловин з ШГН пояснюється не тільки низькою продуктивністю і спрацьованістю насосів, але і геолого - фізичною характеристикою продуктивних пластів, а саме: існування високов'язких нафт, обводненістю продукції свердловин, виснаженням пластів і іншими причинами. Свердловини обладнанні ШГНУ як правило низькодебітні, тому на них найчастіше впроваджують заходи по інтенсифікації видобутку нафти.

Значення коефіцієнта газового фонду знаходиться на високому рівні в межах від 0,893 - 1,0. Цього було досягнуто зменшенням простоїв газових свердловин, що пов'язане зі скороченням часу на замірювання пластового тиску.

Рисунок 1.3 - Динаміка показників використання нафтового та газового фонду свердловин в часі

Розглянувши проаналізувавши використання виробничих пшужностей свердловин в часі, можна сказати, що різке зменшення числа бездіючих свердловин протягом 5 - років привело до зростання коефіцієнта використання як і нафтового так і газового фонду свердловин. За рахунок введення цих свердловин в експлуатацію підприємство має резерви щодо покращення використання фонду свердловин. Значення коефіцієнта експлуатації нафтових свердловин в цілому протягом аналізованого періоду зросло. Ліквідація простоїв свердловин, які мають місце, дозволить покращити даний показник.

Для визначення тенденції зміни і прогнозування можливого рівня коефіцієнта експлуатації в 2008 і 2009 роках застосуємо метод вирівнювання (по прямій та по параболі) значень коефіцієнта експлуатації свердловин.

Таблиця 1.6 - Розрахунок коефіцієнта експлуатації

Тепер визначимо параметри рівнянь прямої, враховуючи систему рівнянь одержимо:

Отже, рівняння прямої матиме вигляд:

Знайдемо параметри рівняння параболи:

Отже, рівняння параболи матиме вигляд:

Як ми, бачимо квадрат відхилень показника фактичних значень від теоретичних знайдених на основі рівняння прямої є меншим ((уф - у прям)2<(уф - у параб)2), тому прогноз на наступні 2 роки будемо робити на основі рівняння прямої.

Отже, в 2008 та в 2009 році коефіцієнт експлуатації свердловин буде становити:

Аналіз використання фонду свердловин в часі не повністю розкриває перед нами картину використання виробничої потужності свердловин в НГВУ. Для більш повного аналізу дослідимо використання виробничої потужності свердловин по продуктивності.

В НГВУ «Надвірнанафтогаз» для збільшення продуктивності свердловин використовують кислотні композиції на основі порошкоподібного азотнокислотного карбаміду.

Технологія дуже ефективна в умовах теригенних і карбонатних колекторів. Вона дає змогу однаково результативно проводити обробки привибійної зони пластів як в поровому, так і тріщинувато-поровому колекторі. Технологію можна використовувати в достатньо широкому інтервалі глибин, тиску і температур, її широко використовують для родовищ із високов'язкою нафтою в різних кліматичних умовах.

Рис. 1.4 - Графік фактичного і вирівняного значення коефіцієнта експлуатації

Для прикладу наведемо результати використання кислотних композицій на основі нітрату карбаміду в таблиці 1.7.

Таким чином, запропонований метод підвищення продуктивності свердловин дає змогу збільшити глибину проникнення кислотного розчину в пласт і знизити корозію устаткування на підприємстві, що у свою чергу, підвищує ефективність кислотних обробок і, як наслідок, збільшує продуктивність свердловин.

В НГВУ ушпішно проводять хімічні обробки свердловин з відтісненням продуктів реакції. Порівняємо досвід кислотних обробок нафтових свердловин з різними методами вилучення і витіснення продуктів реакції, зданими про глинокислотні обробки еоценових покладів і занесемо в таблицю 1.8.

Таблиця 1.8 - Вплив способу видалення продуктів реакції на результати кислотних обробок свердловин

Під час кислотної обробки з відтісненням продуктів реакції об'єм протискувальної рідини становить найчастіше 30...70 м , а витіснення кислоти здійснюють відразу після нагнітання її в привибійну зону свердловини. Порівнявши дані, наведені у таблиці 3. , можна зробити висновок, про те, що технологія кислотної обробки з витісненням продуктів реакції забезпечує отримання значних і довготривалих стабільних приростів дебіту, але може застосовуватись не більше двох- трьох разів на одній свердловині, кожного разу із збільшенням об'єму витісняючої рідини, щоб не накопичувати забагато продуктів реакції у віддаленшй зоні.

Також,одиним із способів збільшення продуктивності свердловин є гідравлічний розрив пласта. В НГВУ «Надвірнанафтогаз» широко застосовують ГРП малов'язкими рідинами в'язкістю від 1 до 120 мПа/с, такими як вода, вода з домішками полімерів, загущена вуглеводнева рідина (СТФ), Середній додатковий видобуток нафти становить 4500 т на один ГРП при успішності 60%. Ефективність застосування ГРП на Надвірнянських родовищах наведено в таблиці 1.9.

Таблиця 1.9 -- Результати ГРП на Надвірнянських родовищах

Наведені дані свідчать про високу ефективність ГРП на вуглеводневих рідинах на ранній стадії розробки родовищ з високим пластовим тиском і необводненою нафтою.

Отже, з аналізу досвіду застосування звичайних ГРП можна зробити такі висновки і висловити рекомендації:

вибір свердловини для ГРП доцільно здійснювати, узагальнивши дані про розкриття пласта, освоєння та експлуатацію свердловини, стану розробки покладу;

звичайні ГРП слід застосовувати у свердловинах як перші заходи з інтенсифікації припливу вуглеводів, коли ще пластові тиски високі і відсутня або незначна обводненість, повторні звичайні ГРП малоефективні;

найкращими для ГРП В НГВУ є рідини на вуглеводневій основі; застосування під час ГРП великих (більше 200 м3) об'ємів води з ПАР чи водних розчинів полімерів знижувало ефективність ГРП.

1.4 Аналіз технічного обслуговування та ремонту свердловин

Неперервність процесу видобутку нафти та газу в значній мірі залежить від правильної експлуатації, обслуговування та ремонту свердловин. Необхідність організації спеціального обслуговування і ремонту видобувних свердовин пов'язана не тільки зі зношенням експлуатаційного обладнання, але і проведенням комплексу спеціальних заходів по охороні надр. Основним завданням ремонтних підрозділів є підтримання в працездатному стані експлуатаційного фонду свердловин та попередження зносу обладнання.

Вся робота по ремонтному обслуговуванню свердловин передбачає догляд за експлуатаційним обладнанням в період між черговими ремонтами та проведення планових ремонтів свердловин.

Важливим елементом організації ремонтного обслуговування с оцінка рівня та ефективності проведеної роботи. Для цієї мети проаналізуємо певну систему показників, характеристика яких приводиться в розділі 2.

З групи загальних показників розглянемо коефіцієнт використання робочого часу ремонтних бригад. Для цього проаналізуємо баланс робочого часу бригад капітального та поточного ремонтів свердловин (таблиця 1.10.).

Аналіз балансу використання календарного часу капітального ремонту свердловин показує, що протягом аналізованого періоду питома вага продуктивного часу (коефіцієнт використання робочого часу) змінювалась.

Таблиця 1.10 - Баланс календарного часу по закінчених ремонтах бригад капітального і підземного ремонту підприємства „Надвірнанафтогаз”

Отже, продуктивний час змінювався стрибкоподібно в межах від 85,9% до 51,2%. При поточному ремонті свердловин починаючи з 2006 року максимально можливий фонд робочого часу в середньому за рік використовується на 91%. Питома вага безпосередньо ремонтів за останні п'ять років зменшилась, так в 2004 році частка, безпосередньо, ремонтів була найбільшою.Непродуктивний час з причин простоїв бригад капітального ремонту знизився з 10,7% до 8,7%.

Простої бригад в більшості пов'язані з несвоєчасним забезпеченням обладнанням, інструментом, матеріалами. Значний відсоток займають простої викликані частими поломками підйомних агрегатів. Так «а даний час строки служби двох агрегатів типу Р - 80, які закріплені за бригадами капітального та поточного ремонту, перевищують 10 років. Стан підйомників характеризується як незадовільний.

Аналізуючи баланс робочого часу бригад по поточних ремонтах свердловин, можна відмітити , що до 2006 року продуктивний час зменшується, а починаючи з 2007 року використання робочого часу бригадами поточного ремонту - покращується. Так в 2004 році коефіцієнт використання робочого часу ремонтними бригадами складав 0,92; в 2007 р. - 0,851; в 2008 р. - 0,943. При поточних ремонтах свердловин робочий час також використовується не повністю. це викликано тими ж причинами, що і при капітальному ремонті свердловин.

Найбільша кількість ремонтів припадає на нафтові свердловини. Тому розглянемо об'єми робіт підземного ремонту в залежності від способу експлуатації свердловин (таблиця 1.11.)

Таблиця 1.11 - Структура об'єму робіт підземного ремонту в залежності від способу експлуатації свердловин

Найбільше число підземних ремонтів проводиться на свердловинах, достатньо сказати, що по більшості свердловин, обладнаних ШГН, обводненість продукції на старих родовищах досягає 80%.

Звідси таке часте вибуття зістрою, основними причинами якого є: відробка клапанів насоса, зношення пари плунжер - втулка, суміщення втулки, також при всіх способах експлуатації свердловин, а найбільше при експлуатації ШГН, які дають парафінисту нафту, у підйомних трубах, а також у викидних лініях відкладається парафін, що порушує нормальну роботу свердловин. Більшість поточних ремонтів свердловин зі штанговими насосами пов'язані з усуненням обривів штанг, так як частина штанг працює в корозійному середовищі, яке приводить до роз'їдання металу. Збільшення кількості свердловин обладнаних ШГН привело до росту числа ремонтів на цих свердловинах.

Вдосконалення організації ремонту насосних свердловин забезпечення надійної якості, покращення контролю за ремонтом насосів - основні резерви підвищення ефективності використання виробничих потужностей свердловин.

Проаналізувати ефективність ремонтних підрозділів при ремонті свердловин можна також за допомогою показників частоти ремонтів, тривалості міжремонтного періоду, нагромадженого видобутку нафтн та продуктивності праці ремонтних бригад. Розрахуємо ці показники використавши дані таблиці 1.12. і зведемо результати в таблицю 1.13.

Таблиця 1.12 - Вихідні дані для визначення показників рівня організації виробництва і праці при ремонті свердловин НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Таблиця 1.13 - Показники технічного обслуговування та ремонту свердловин

Коефіцієнт частоти ремонтів за останні п'ять років дещо знизився, однак його значення є досить суттєвими. Так в 2004р. він становив 1,9, в 2005р. та в 2006р. знизився до 1,6, в 2007р. знову зріс, та в 2008р. впав до 1,7. Одною з причин високих значень цього коефіцієнта можна вважати прогресуюче обводнення родовищ, що експлуатуються НГВУ "Надвірнанафтогаз", завдяки чому збільшується нафтовилучення з пластів.

Тривалість міжремонтного періоду роботи свердловин також має тенденцію до зростання. За 2004-2008р.р. вона зросла від 174 діб до 213 діб, хоча в 2007 р. вана сягала 221 діб. Це зростання вказує на покращення якості проведених ремонтів, тобто застосування новітньої техніки та технології ремонту свердловин, і дає змогу покращити видобувні можливості свердловин.

Показник нагромадженого видобутку за 2004 - 2008 роки змінюється не значно. Так в 2004 він становив 5729 т., в 2005р. зріс до 6058 т., в 2006 знизився до 5848 т., в 2007р. зріс до 5984 т., і в 2008р. знову знизився до 5537 т.

Збільшення загальної кількості проведених ремонтів вплинуло на продуктивність праці ремонтних бригад, яка зросла з 41 ум. рем./бр. в 2004 р. до 45 ум. рем./бр в 2008р. В деякій мірі цьому також послужило збільшення перевідного коефіцієнта в умовні ремонти, внаслідок збільшення середньої глибини підвіски насосно - компресорних труб.

Основними резервами підвищення ефективності використання виробничих потужностей свердловин є вдосконалення оршанізації ремонту насосних свердловин.

Таким чином, аналіз балансу використання календарного часу ремонтних бригад, дозволяє відмітити, що простої бригад в більшості пов'язані з несвоєчасним забезпеченням обладнанням, інструментами та матеріалами, а також із частими поломками підйомних агрегатів. Тому для покращення використання робочого часу необхідно покращити організацію робіт з метою скорочення непродуктивного часу і часу пов'язаного з простоями з організаційних причин, що дасть можливість скоротити час простою свердловин в ремонті та тривалість самих ремонтів, збільшити коефіцієнт експлуатації. Також необхідно замінити, або вдосконалити стан підйомників для уникнення простоїв при поточному ремонті свердловин.

Можна відмітити, що найбільше число ремонтів припадає на нафтові свердловини, а саме на свердловини які обладнані ШГН, адже при їх експлуатації у підйомних трубах і у викидних лініях відкладається парафін, що порушує нормальну роботу свердловин. Також ремоннні роботи пов'язані із усуненням обривів штанг, тому що, частина штанг працює в корозійному середовищі.

В загальному роботу цеху підземного та капітального ремонту свердловин можна назвати хорошою

1.5 Класифікація та оцінка можливих резервів поліпшення використання виробничих потужностей свердловин в НГВУ "Надвірнанафтогаз"

Проведений аналіз використання виробничих потужностей свердловин в НГВУ "Надвірнанафтогаз" за 2004 -2008 роки показав, що підприємство має значні резерви щодо його покращення.

Так, розглянувши і проаналізувавши використання виробничих потужностей свердловин в часі, можна сказати , що різке збільшення числа бездіючих свердловин в 2008 році привело до погіршення показника використання як нафтового так і газового фонду свердловин. За рахунок введення цих показників в експлуатацію підприємство має резерви щодо покращення використання виробничих потужностей свердловин.

Як показав аналіз, незначний коефіцієнт свердловин з ШГН викликаний не тільки поганою якістю насосів, але і геолого - фізичною характеристикою продуктивних пластів, а саме існуванням високов'язких нафт, степенню виснаження пластів. Так, однією з перших проблем НГВУ є видобуток високов'язкої нафти.

Вирішення цієї проблеми можливе за рахунок втілення глибинно - насосних установок для видобутку високов'язкої нафти. Вивчення простоїв свердловин з організаційних причин показує їх несвоєчасне виявлення аварійних ситуацій в свердловині. Це свідчить про неоперативну роботу обслуговуючого персоналу свердловин . Тому на підприємстві слід приділяти більшу увагу підвищенню кваліфікації робітників та покращенню дисципліни. Ліквідація подібних втрат часу дозволить також покращити використання свердловин.

Протягом аналізованого втрати часу у зв'язку з відсутністю подачі насосу, така ситуація спричинена недостатньо швидким реагуванням на зміну технологічного режиму експлуатації. Ліквідація втрат часу з організаційних причин є досить значним резервом росту коефіцієнта експлуатації.

Аналіз ремонтного обслуговування свердловин показав, що простої ремонтних бригад, а відповідно і свердловин, в більшості пов'язане з несвоєчасним забезпеченням обладнанням, інструментом та матеріалами. Тому слід приділяти більше уваги покращенню організації роботи відділу збуту і постачанню.

Таким чином, заходи направлені на покращення використання виробничих потужностей свердловин можна поділити на технічні та організаційні.

Технічні заходи розраховані на вдосконалення технології виробництва і, в першу чергу вони впливають на обсяг видобутку та коефіцієнт експлуатації.

Організаційні заходи спрямовані на вдосконалення управління виробництвом, їхньою метою є також збільшення ефективного часу роботи свердловин та отримання економічного ефекту.

Отже, одним з технологічних заходів можна запропонувати, як вже було сказано, використання екрануючих рідин з метою зменшення кількості ремонтів свердловин. Вході аналізу було зазначено, що найбільше застосування ці обробки знайшли на Микуличинському родовищі. В умовах даного родовища ізоляційні роботи по обмеженню водопритоків з використанням екрануючих рідин ефективні для глибини менше 2500м., та обводненості більше 0,7. По геолого - технічних даних на Микуличинському родовищі в дану область ефективності ОПЗ попадає свердловина №606. Тому на цій свердловині можна рекомендувати використання екрануючих рідин.

Пластовий тиск є природним параметром і фактично в умовах розробки родовищ НГВУ "Надвірнанафтогаз" його неможливо регулювати. Тому вирішення даної проблеми полягає насамперед в застосуванні штангових глибинних насосів для видобутку високов'язких нафт. Отже, в якості другого технічного заходу пропоную запровадити штангову глибинну установку для видобутку високов'язких нафт на свердловині № 361 Микуличинського родовища так, як ця свердловина по промисловим даним є першочерговим об єктом для встановлення насосу даного типу.

Резерв росту коефіцієнту експлуатації можна знайти в ліквідації втрат часу роботи свердловин з причин несвоєчасного виявлення аварійних ситуацій в свердловині. Ліквідувати час простою свердловин з цієї причини можливо шляхом збільшення кількості динамометричних досліджень свердловин. Також організаційним заходом може бути ліквідація втрат часу роботи свердловини внаслідок відсутності подачі насосу.

Отже, в подальшому будуть запропоновані заходи по ефективності експлуатації свердловин на НГВУ „Надвірнанафтогаз"

Размещено на Allbest.ru