Расчет экономической эффективности мероприятий Уренгойского НГКМ

46

Содержание

Введение

Глава 1. Общая характеристика Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

1.1 Общие сведения об УНГКМ

1.2 Анализ основных показателей деятельности УГПУ

Глава 2. Технико-экономическое обоснование работ по увеличению добычи углеводородного сырья

2.1 Характеристика и анализ существующих технологий и оборудования промывки ПГП

2.2 Технико-экономическое обоснование совершенствования сервисного обслуживания газовых скважин при ухудшении геолого-технических условий их эксплуатации

2.3 Обоснование перспектив развития и ввода мощностей УНГКМ

Глава 3. Расчет экономической эффективности мероприятий

3.1 Расчет затрат на производство

3.2 Расчет показателей экономической эффективности

3.3 Сводка технико-экономических показателей

Глава 4.Безопасность и экологичность

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта. Одной из самых значительных статей затрат на добычу и подготовку к транспорту природного газа на газодобывающих промыслах является расход химреагентов. Важнейшей особенностью развития нефтегазодобывающей промышленности России является то, что рост добычи нефти и газа в стране должен обеспечиваться не только вводом в разработку новых месторождений, но и повышением нефтегазоотдачи путем совершенствования техники и технологии эксплуатации и капитального ремонта скважин.

Одно из условий выполнения поставленных задач -- своевременное предупреждение и ликвидация осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. С ростом объемов, а также развитием глубокого наклонного и горизонтального бурения, увеличением эксплуатационного фонда скважин, их старением возрастают требования, предъявляемые к качеству ремонтных работ. Цель ремонтно-предупредительных и восстановительных работ заключается в том, чтобы сохранить первоначальные качества крепи и прочностные свойства обсадных труб как главного элемента конструкции скважин.

Одним из основных видов осложнений, приводящих к аварийному состоянию скважин, является потеря герметичности крепи. Объем ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадных колонн при эксплуатации скважин постоянно увеличивается, особенно в последние годы.

Уренгойское месторождение находится в заключительной стадии разработки, одной из отличительных особенностей которого является интенсивное обводнением скважин конденсационными (остаточными) и подошвенными водами и, как следствие, разрушением продуктивных коллекторов. Это приводит к выносу из скважины песка и пластовой воды, в результате значительная часть эксплуатационного фонда скважин работает с ограничением по дебиту, и образованию на забое скважин песчаных пробок. Рост песчаных пробок на забое скважин приводит к постепенному перекрытию работающих интервалов перфорации, что становится еще одной причиной снижения дебита скважин вплоть до их остановки.

Основной объем российского газа в настоящее время добывается в Западной Сибири на уникальных в мире месторождениях: Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, из которых наиболее крупным является Уренгойское.

Уренгойское газоконденсатнонефтяное месторождение (УГКНМ), введённое в разработку в 1978 г., долгое время (свыше 10 лет) обеспечивало почти половину добычи газа России. Однако к настоящему времени пластовое давление составляет примерно половину начального, и УГКНМ находится в стадии падающей добычи. Поэтому замедление темпа падения добычи газа на УГКНМ крайне важно для экономики не только России, но и Европы.

В решении этой проблемы ключевую роль начинает играть служба капитального ремонта скважин. С одной стороны, она должна традиционно обеспечивать работоспособность все более стареющего фонда газовых скважин, когда начинает выходить из строя наземное и подземное оборудование, прогрессируют осложнения, связанные с изменением геолого-технических условий в пласте. С другой стороны, в последнее десятилетие резко изменились условия хозяйствования и ужесточились экологические требования к хозяйствующим субъектам, особенно природопользующим. Следовательно, в ходе капитального ремонта скважин в современных условиях необходимо принимать такие технологические и технические решения, которые бы дополнительно способствовали повышению эффективности эксплуатации скважин и экологической безопасности всех работ. Именно разработке таких решений посвящена данная дипломная работа.

Целью дипломного исследования является расчет экономической эффективности мероприятий Уренгойского НГКМ.

В соответствии с целью были поставлены следующие задачи:

- рассмотреть геологическую характеристику Уренгойского месторождения и состав добываемой продукции;

- исследовать основные свойства химреагентов, применяемых при подготовке газа к дальнему транспорту;

- рассмотреть общую схему нормирования химреагентов;

- дать общую характеристику и проанализировать существующие технологии и оборудование промывки ПГП;

- определить технико-экономическое обоснование совершенствования сервисного обслуживания газовых скважин при ухудшении геолого-технических условий их эксплуатации;

- рассчитать экономическую эффективность проведенных мероприятий на УКПГ Уренгойского НГКМ.

Различные аспекты рассматриваемой проблемы освещены в трудах многих ученых. Методологические подходы к вопросам определения экономической эффективности эксплуатации и формирования затрат на добычу нефти по объектам разработки и отдельным скважинам освещены в работах Андреева А.Ф., Бреннера М.М., Валуйсковой Т.Н., Дунаева В.Ф., Коробейникова Н.Ю., Макарова А.В., Мотиной Л.И., Пономарева С.А., Сулеймано-ва P.M., Терегуловой Г.Р., Фаттахова Б.З., Юрьева А.Н., Ягафарова Ю.Н. и многих других.

Вопросам исследования технологической и экономической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин посвящены труды Зайнутдинова Р.А., Казакова А.А., Коваленко А.В., Крайновой Э.А., Лысенко В.Д., Макарова А.В., Терегуловой Г.Р., Ягуткина В.А. и др.

Критический анализ современной литературы по кругу рассматриваемых вопросов свидетельствует об отсутствии единства в подходах к решению конкретных проблем. Кроме того, отдельные аспекты изучаемой проблематики, касающиеся методики формирования затрат и определения эффективности ГТМ, требуют дальнейшей методической проработки с целью повышения достоверности и информативности получаемых показателей.

В работе в основном использован комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальное изучение как лабораторное на моделях, так и промысловое на скважинах. Основной объем исследований выполнен на реальных скважинах в процессе ремонта, а также до и после него. Кроме того, широко использовался анализ промысловых материалов, накопленных практически за всё время разработки УГКНМ.

Все отделы УИРС оснащены компьютерами, на которых используется пакет программ для решения различных задач по интенсификации и ремонту скважин, исполнения всей необходимой для этого документации. Это позволяет значительно поднять производительность труда ИТР, а также качество принимаемых решений и документации.

Исследования в области экологической безопасности эксплуатации и ремонта скважин значительно сокращает выброс в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате снижения количества и продолжительности продувок скважин.

Структура работы: введение, четыре главы, заключение и список литературы.

Глава 1. Общая характеристика Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

1.1 Общие сведения об УНГКМ

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение -- самое крупное в мире -- расположено на севере Тюменской области в Надым-Пуровской нефтегазоносной области, открыто в 1966 г. и введено в разработку в 1978 г.

Общая площадь Уренгойского месторождения - более 6 тыс. км². Обычно ее сравнивают с водной поверхностью озера Иссык-Куль, крупнейшего в Азии. По запасам углеводородов Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение отнесено к разряду уникальных. Только для поисково-разведочных целей здесь пробурено более 500 скважин, а общий объем проходки составил более миллиона метров горных пород. Итак, под 400-метровым слоем вечной мерзлоты три этажа нефтегазоносности:

Первый - сеноманский газовый горизонт, по контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. К северу от него залегает Северо-Уренгойское месторождение. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура минус 31С. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа.

Второй - нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700-3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Достаточно пестрая картина! Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов - нефти и конденсата.

Давление не в пример "первому" этажу достаточно высокое - около 300 атмосфер, да и температура - до плюс 97С. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан.

Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности - триас-полеозойскому.

Геологическое строение Уренгойского месторождения представлено породами палеозойского складчатого фрагмента и терригенными песчано - глинистыми отложениями платформенного мезозойского кайнозойского осадочного комплекса.

В разрезе платформенных отложений прослеживаются все ярусы от юры до палеогена.

Палеозойский фундамент, залегающий на глубине от 5 до 7 км на месторождении не вскрыт. Юрская система представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. Тюменская свита представляет собой мощную толщу прибрежно - континентальных отложений литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

Абаланская свита литологически делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной от 49 до 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов, верхняя - аргиллитами.

Баженовская свита толщиной от 9 до 26 м представлена аргиллитами.

Меловая система состоит из песчано - глинистых отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно - балынскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща - это переслаивание песчано - алевролитовых и глинистых пород толщиной от 43 до 157 м. К толще приурочены залежи углеводородов Очимкинская (глубины от 539 до 690 м) и южно балыкская (глубина от 62 до 103 м) пачки по каротажу и керну представлены песчано - алевролитовыми и глинистыми породами.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов. Она очень хорошо сложена отмученными, плитчатыми глинами толщиной от 14 до 33 м. Вартовская свита подразделяется на две половины: нижнюю и верхнюю.

Нижневартовская свита состоит из трех литологических пачек: правдинской, усть - балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4 пласта БУ, БУ, БУ и БУ, три из которых продуктивны.

По всей площади над пластом БУ четко прослеживаются репер - «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты толщиной от 10 до 20 м. Усть - балыкская пачка - это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 3 продуктивны: БУ, БУ. Толщина пачки от 181 до 336 м. Пимская пачка толщиной от23 до 58 м - это алевритистые аргиллиты.

Верхневартовская подсвита толщиной от231 до 424 м - переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчанико.

Покурская свита - переслаивание алевролито - песчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочены уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной от 300 до 500 м.

Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной от 32 до 80 м. Березовская свита - глины монтмориллонитового состава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной от 213 до 314 м.

Гелькинская свита заверщает разрез меловых отложений толщиной 234 м. Также эта свита представлена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая система объединяет отложения тибейсалинской, люминворской, чеганской иалтымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов толщиной от 165 до 301 м.

Люминворская свита представлена опоковидными глинами, диатомитами и диатомитовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитовых толщиной от 149 до 301 м.

Чеганская свита выделяется весьма условно. Представлена преимущественно глинами, чередующимися с прослоями глауконитовых песков и песчаников. Толщина от 48 до 95 м.

Алымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной от 17 до 75 м.

Четвертичная система представлена песками, глинами с включением гравия и галек. Толщина от 18 до 140 м.

На месторождении установлена продуктивность в верхнемеловых и нижнемеловых отложениях.

Основная по запасам верхнемеловая (сеноманская) залежь связана с верхней частью мощной (до 150м) толщи преимущественно песчаных образований. Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности 4750 км2, пластовая температура изменяется от плюс 27С в своде до плюс 34С у контакта газ-вода.

Залежь водоплавающая со слабым наклоном газоводяного контакта в северном направлении, начальная отметка ГВК - 1235 м.

Начальное пластовое давление Рпл=122,5 кгс/см?. Песчаники характеризуются хорошими коллекторскими свойствами: открытой пористостью 9-38% и проницаемостью от 10 до 1000 мД и более, что обеспечивает получение высоких дебитов газа.

При разработке каждой залежи возникают свои специфичные проблемы, которые практически невозможно решить в одной работе. Поэтому в работе рассматриваются проблемы, связанные с эксплуатацией сеноманской газовой залежи, которая является наиболее крупной и, соответственно, играет более важную роль в экономике России, Так, из всего фонда 2400 скважин УГКНМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.

В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую площади, объединенные общим контуром газоносности. В разработке находятся Уренгойская и Ен-Яхинская площади. Основные запасы газа Уренгойского месторождения сосредоточены на собственно Уренгойской площади - 70,2%, на долю Ен-Яхинской площади приходится 19,1% и Песцовой - 10,7%.

Эксплуатационные скважины Уренгойского месторождения расположены в присводовых частях структуры и сконцентрированы в кусты по 2?6 скважин с расстоянием между кустами 1,5?2 км. Всего на месторождении работают 319 кустов газовых скважин, подключенных к 15 установкам комплексной подготовки газа (УКПГ).

Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978 года. Проектный уровень отборов 250 млрд.м³ газа был достигнут в 1985 году. На данном этапе разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения», выполненного ВНИИГазом в 1995 году.

Подготовка газа осуществляется на 15 УКПГ, в работе 15 ДКС первой очереди, 15 ДКС второй очереди и 4 станции охлаждения газа. Отбор газа в целом по месторождению ниже проектного, что связано как с поздним вводом ДКС второй очереди, так и с наложенными ограничениями на работу 449 скважин в связи с выносом пластовой воды и механических примесей, причем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние шесть лет увеличилось в 9,5 раза.

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Так, в начальный период эксплуатации газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн.м3/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт 0,09?0,21 МПа для собственно Уренгойской площади и 0,26 МПа для Ен-Яхинской площади. По Северо-Уренгойскому месторождению дебиты от 800 до 1000 тыс.м3/сут были получены при депрессии 0,61?2 МПа. Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в начальный период достигали 1,5?2,0 млн.м3/сут (по собственно Уренгойской и Ен-Яхинской площади) и 600?625 тыс.м3/сут против проектного 500 тыс.м3/сут по Северо-Уренгойскому месторождению. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи дебиты приближались к проектным значениям. В 1996 году годовой темп падения дебитов изменялся от 5?10 тыс.м3/сут (УКПГ-6, 4) до 65?75 тыс.м3/сут (УКПГ- 8, 10), составляя в среднем 5 тыс.м3/сут по собственно Уренгойской площади и 35 тыс.м3/сут по Ен-Яхинской площади, что вызвано снижением пластового давления по месторождению и началом периода падающих отборов.

Установлено закономерное изменение типов разрезов и продуктивности скважин с севера на юг. В южной части (УКПГ-1-6) преобладает тип разреза с содержанием высокопроницаемых коллекторов (более 0,5 мкм²) значительной толщины, что позволило в начальный период разработки поддерживать по этим УКПГ дебиты до 1,5?2,0 млн.м3/сут при депрессии на пласт 0,50?0,60 МПа. В настоящее время они являются зонами наиболее интенсивного внедрения пластовой воды и выноса механических примесей, что в совокупности отрицательно отражается на их добывных возможностях. В северной части (УКПГ-7-10) продуктивный пласт сложен коллекторами с проницаемостью 0,1?0,3 мкм².

Ухудшение коллекторских свойств подтверждается ростом депрессии до 0,77?0,85 МПа при сопоставимых дебитах.

Текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества цементирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда скважин, по данным АКЦ, невысокое качество цементирования отмечено в 237 и 62 скважинах или 30,9 и 25 соответственно по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям. Неудовлетворительным и плохим качеством цементирования характеризуются еще соответственно 27 и 18,5% скважин. Наиболее неблагоприятная картина, с точки зрения качества цементирования, сложилась на УКПГ-5, где 54% скважин имеют низкое качество цементирования. Данное обстоятельство является одной из причин снижения в 1996 году годового отбора на 5,45 млрд.м3 по собственно Уренгойской и на 1,74 млрд.м3 по Ен-Яхинской площадям.

Из пробуренного эксплуатационного фонда собственно Уренгойской площади в настоящее время 80,8% скважин оборудованы лифтовыми трубами диаметром 168 мм, а 14,7% - диаметром 114 мм. Применение насосно-компрессорных труб увеличенного диаметра способствует снижению непроизводительных потерь давления в системе пласт-усть скважины. Наиболее низкие текущие их значения присущи скважинам УКПГ-3, 1 (0,67?0,74 МПа), имеющим невысокие средние дебиты (326-373 тыс.м3/сут), а максимальные потери (1,23 МПа) имеют скважины УКПГ-10 (при дебите 640 тыс.м3/сут). Около 80 % скважин Уренгойского месторождения оснащены пакерами типов ПСС 219/140, ПСС 219 А-А, BAKER, 2 ПД-ЯГ, 1 ПД-ЯГ, ЗППГД, ППГ-5, КОС 168/89-35, ВАЛЮРЕК.

Итак, 25-летнюю историю освоения крупнейшего в мире Уренгойского газоконденсатного месторождения по праву можно назвать уникальной. Огромные запасы, стремительные темпы освоения, внедрение новых передовых технологий и научно-технических разработок специалистов "Уренгойгазпрома" - и все это в тяжелейших климатических условиях и, что важно, в гармонии природой. Новый Уренгой стал не только газовой столицей, но и своего рода полигоном отрасли. Однако с входом сеноманских залежей Уренгойского месторождения на стадию падающей добычи уренгойский газ не заканчивается.

1.2 Анализ основных показателей деятельности УГПУ

Официальное название: Уренгойское газопромысловое управление.

Сокращенное название - УГПУ, Управление входит в единую систему газоснабжения страны, которая функционирует как единый технологический комплекс. УГПУ является филиалом общества с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Уренгой».

Основными целями Управления являются:

- добыча и подготовка к транспорту природного газа и конденсата на УТКМ и попутных газоконденсатных площадях;

- снижение затрат на выполняемые работы и услуги.

Для достижения указанных целей УГПУ обеспечивает:

- безопасность эксплуатации газовых и газоконденсатных объектов;

- проведение мероприятий по охране окружающей среды;

- внедрение новых технологий в области разработки месторождений;

- контроль за обустройством газовых и газоконденсатных месторождений с применением передовых методов разработки месторождений и новых технологических процессов извлечения содержащихся в них ценных компонентов;

- осуществление мероприятий по техническому перевооружению и модернизации производства, механизации и автоматизации производственных процессов.

Основными видами деятельности Управления являются:

- добыча и подготовка к транспорту природного газа и конденсата;

- частичная переработка газового конденсата;

- производство товаров народного потребления, платные услуги;

- строительно-монтажные работы по текущему и капитальному ремонту объектов, сооружений, зданий и оборудования Управления.

Управление является хозяйствующим субъектом без прав юридического лица имеет незаконченный баланс, расчетный счет в учреждении банка, печать со своим наименованием, бланки, выступает в суде и арбитраже по вопросам, относящимся к его компетенции. Управление осуществляет деятельность в соответствии с законодательством Российской Федерации и уставом объединения.

Управление строит свои отношения с другими подразделениями, предприятиями, учреждениями, организациями на основании доверенности объединения. Нарушения этого условия являются основанием для признания таких договоров недействительными.

Управление имеет право:

- устанавливать плановые задания по основным технико-экономическим показателям своим структурным подразделениям, исходя из установленных заданий Объединением;

- приобретать или арендовать основные и оборотные средства за счет средств Объединения;

- списывать материально устаревшие, изношенные основные фонды когда их восстановление невозможно, а в других случаях с согласия Объединения;

- устанавливать формы, системы и размеры оплаты труда работников управления;

- утверждать штатные расстановки рабочих, положение о премировании работников за основные результаты хозяйственной деятельности.

Управление обязано:

- обеспечить высококачественную и устойчивую работу структурных подразделений управления, выполнение производственных заданий, безопасные условия труда своим работникам, рациональное и эффективное использование оборотных и основных средств;

- осуществлять мероприятия по нормированию и организации труда работников;

- оперативный и бухгалтерский учет результатов хозяйственной деятельности.

Прекращение деятельности Управления осуществляется путем его ликвидации или реорганизации по решению Объединения и по согласованию с Правлением ОАО «Газпром», либо по решению арбитражного суда. Ликвидация Управления осуществляется ликвидационной комиссией, образуемой Объединением, которая устанавливает порядок и сроки проведения ликвидации. При ликвидации и реорганизации Управления, уволенным работникам гарантируется соблюдение их прав в соответствии с законодательством Российской Федерации. Имущество ликвидируемого Управления после расчетов, произведенных в установленном порядке с бюджетом, кредиторами, работниками Управления передается Объединению.

Под структурой аппарата управления понимается совокупность органов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия. Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличие определенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектов управления.

Во главе предприятия газодобывающего предприятия находится начальник, он руководит всей деятельностью на основе единоличия. Начальник руководит коллективом через своих заместителей, а также соответствующих функциональных отделов. Права и обязанности каждого отдела, заместителя начальника, а также работников аппарата управления определяются специальными положениями.

Первый заместитель начальника - главный инженер, который осуществляет производственно-техническое руководство коллективом и наравне с начальником несет полную ответственность за эффективность работы предприятия.

Главный геолог, выступает вторым заместителем начальника. Под его руководством и контролем разрабатывают всю геолого-техническую документацию и выполняют все геологические работы и исследования.

Заместитель начальника по общим вопросам обеспечивает руководство материально-техническим снабжением, складским хозяйством, административно-хозяйственной работой, жилищно-бытовым хозяйством, транспортными и прочими работами.

Планово-экономический отдел разрабатывает перспективные и текущие планы деятельности коллективов, контролирует выполнение плановых заданий, анализирует производственно-хозяйственную деятельность предприятия.

По состоянию на 01.01.2009 г. в структуру УГПУ входят следующие подразделения на правах цехов и участков:

- газовые промыслы № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16;

- газоконденсатные промыслы № 1а, 2, 5, 8,11;

- производственно-диспетчерская служба (ПДС);

- служба материально-технического снабжения (СМТС);

- водозаборы: «Табъяха», «Хадуттэ»;

- геологическая служба;

- база производственного обслуживания (БПО);

- цех энергоснабжения (ЦЭС);

- цех наладки и текущего ремонта ДКС и СОГ (ЦНТР);

- ремонтно-строительный участок (РСУ);

- подсобное хозяйство (ПХ);

- служба охраны природы и рационального использования природных ресурсов;

- газовая служба.

Основной задачей производственно-диспетчерской службы является обеспечение плановых заданий по добыче газа и газоконденсата с соблюдением заданной технологии, принятии мер по предупреждению и устранению нарушений технологического режима добычи и подготовки газа и газоконденсата к транспорту, сбор и обработка информации по всем производственным объектам, координация деятельности основных производственных и вспомогательных служб.

Газовые и газоконденсатные промыслы осуществляют непосредственный процесс добычи газа и подготовки его к дальнейшему транспорту.

Водозабор Табъяха обеспечивает надежное и бесперебойное водоснабжение газовых промыслов 11, 12, 13 и их вспомогательных сооружений. Водозабор Хадуттэ обеспечивает те же функции на газовом промысле № 15.

Геологическая служба выполняет комплекс работ по геологическому контролю за разработкой газоконденсатного месторождения в соответствии с проектами и Положениями о геологической службе ОАО «Газпром».

Цех наладки и текущего ремонта ДКС и СОГ выполняет текущий ремонт, наладку технологического оборудования, КИПиА, строящихся и законченных строительством дожимных комплексных станций и станций охлаждения газа.

Цех электроснабжения обеспечивает бесперебойное, надежное и экономичное электроснабжение добывающих объектов и объектов хозяйственного назначения всего управления.

Основная задача службы материально-технического снабжения является выявление потребностей и обеспечение подразделений управления всеми видами материалов инструмента и оборудования необходимых для выполнения производственной программы.

Структура УГПУ представляет собой современный тип организационной структуры управления, построенный на принципе двойного подчинения. Сильные стороны структуры данного предприятия состоят в следующем:

- лучшая ориентация на проектные цели и спрос;

- более эффективное текущее управление, возможность снижения расходов, повышения качества создаваемой продукции и повышения эффективности использования ресурсов;

- вовлечение руководителей всех уровней и специалистов в сферу активной творческой деятельности по ускоренному техническому совершенствованию производства;

- гибкость и оперативность маневрирования ресурсами при выполнении нескольких программ в одной фирме;

- усиленная личная ответственность руководителя за программу в целом и за ее элементами;

- возможность применения эффективных методов управления;

- относительная автономность проектных групп способствует развитию в работниках навыков в области проведения хозяйственных операций, принятия решений, а также их профессиональных навыков;

- время реакции на нужды проекта и желания заказчиков сокращается.

Недостатки структуры:

- трудности установленной четкой ответственности за работу подразделения;

- проблемы, возникающие при установлении приоритетов заданий и распределении времени работы специалистов над проектами, могут нарушать стабильность функционирования фирмы;

- возможность нарушения установленных правил и стандартов, принятых в функциональных подразделениях, из-за длительного отрыва сотрудников, участвующих в работе проекта, от своих подразделений;

- трудность в приобретении навыков, необходимых для эффективной работы в коллективах;

- возникновение конфликтов между менеджерами функциональных подразделений и управляющими проектов.

В течение последних лет предприятие вынуждено искать новые виды деятельности. В дипломном проекте рассмотрены учет и отчетность за 3 года.

Таблица 1.1.

Изменение основных показателей хозяйственной деятельности предприятия

Показатель	2007 г	2008 г	2009 г	Изм. в % к 2008 г + -увел.;--уменьш
Валюта Баланса, в тыс. руб.	11232	12537.3	13058.0	4
Объем товарной продукции, тыс. руб.	3432	4001.4	6113.1	50
Себестоимость товарн.продукции, тыс. руб	3112.4	3113.7	6752.3	- 217
Рентабельность производства, %	-5.65	- 9.58	- 13.02	на - 3.44
Прибыль, тыс. руб.	-112	- 113	- 359	- 218
Объем реализации, тыс. руб.	1323	1519.5	280.1	- 84
Производственные запасы и затраты	1214.9	3132.7	4045.2	29
Дебиторская задолженность, тыс. руб.	1232.8	1340.6	1204.5	- 10
Кредиторская задолженность, тыс. руб	3012.7	3038.2	3691.8	22
Фондоотдача, %	1	1	0.1	-.0.9

При увеличении валюты баланса на 4 %, объем товарной продукции увеличился на 50 %, но такое изменение произошло за счет увеличения себестоимости более чем в 2 раза, вследствие чего произошел резкий спад реализации продукции - на 84 %. О том, что предприятие уже к началу 2008 года испытывало затруднения в производственно-хозяйственной деятельности свидетельствуют цифры отрицательной рентабельности и прибыли, а к концу 2009 года их отрицательное значение, т.е. убытки возросли. В связи с нарушением производственных связей и невостребованностью своей продукции предприятие вынуждено затовариваться большим количеством производственных запасов, так в 2008 году запасы были увеличены на 29 %.

Если дебиторская задолженность предприятия за 2009 год уменьшилась на 10 %, то кредиторская задолженность наоборот - увеличилась на 22 %, и стала почти в три раза больше дебиторской задолженности, что свидетельствует об уменьшении надежности предприятия как партнера.

Итак, по показателю фондоотдачи можно судить, что в 2008 году мощности предприятия загружены чуть больше 1 %, однако, в 2009 году этот показатель снизился на 90 %.

Таблица 1.2.

Анализ экономической активности предприятия

	2007	2008	2009
Валюта баланса, (ВБ) тыс. руб.	11813.2	12537.3	13058.0
Прирост активов в тыс. руб.	597.8	724.1	520.9
Прирост активов в %	5.3	6.4	4.15
Величина основных средств, (ОС) тыс. руб.	8311.7	7773.4	7272.4
Доля ОС в сумме активов: ОС/ВБ	0.7036	0.6200	0.557
Коэффициент износа в %: И/ПС	71.5	73.2	0.75
Коэффициент выбытия	нет данных	нет данных	нет данных
Коэффициент обновления: ПСкг/ПСнг	1.017	0.996	0.985
Величина ДЗ в тыс. руб	772.5	1191.5	1204.7
Доля ДЗ в валюте баланса: ДЗ/ВБ	0.0654	0.0950	0.0923
Темп инфляции	120	119.2	119.2
Сумма активов с учетом инфл. к началу периода в тыс.руб.:PV=FV* 1/(1+r)^t	9844.3	10517.8	10954.9

Согласно полученным данным можно сделать следующие выводы:

1. За период с 2007/2008 г. г. величина собственных средств уменьшилась на 91 тыс. руб. к концу 2007 года, на 225.4 тыс. руб. на конец 2008 года и на 133.1 тыс. руб. к концу 2009 года, что привело к уменьшению веса СС в общей сумме источников от 0.885 на начало 2007 года до 0.717 на конец 2009 года.

2. Несмотря на то, что в отчетном периоде наблюдалось увеличение СОС с 1375 тыс. руб. на начало 2007 года до 2072.1 тыс. руб. на конец 2009 года, их доля в текущих активах уменьшилась с 51.5 % в начале 2007 года до 35.9 % к концу 2008 года и удержалась на этом же уровне к концу 2009 года. Это объясняется тем, что рост СОС произошел не за счет роста УК фондов и резервов, а за счет одновременного уменьшения их, а также запасов и затрат.

Доля СОС в текущих активах на конец отчетного периода еще не достигла нижнего предела - 30 %, но находится уже довольно-таки близко к нему.

3. Коэффициент текущей ликвидности к концу 2007 года опускался до 0,42, что ниже нижней границы нормы (1 - 0.5), а к концу 2008 г. он слегка перешел эту границу и стал 0,52, но к концу 2009 г. он резко уменьшился до 0,327. Данный коэффициент является важным для промышленных предприятий и показывает, что предприятие испытывает серьезные затруднения.

4. Согласно определенному в динамике коэффициенту общей ликвидности можно сделать вывод, что предприятие находится на грани банкротства, так как при норме Кп>2, коэффициент имеет такое значение только на начало 2007 года и, стремительно уменьшаясь, достигает к концу 2008 года значения 1.56 и смогло удержаться на этом же уровне к концу 2009 года.

5. Коэффициент общей платежеспособности в отчетном периоде намного превышает норму, хотя тоже в динамике имеет снижение. Так при норме Коп>2, он на начало 2007 г. - 8.7, а на конец 2008 года - 4.1 и на конец 2009 г. - 3.54, что характеризует предприятие пока еще способным покрыть все обязательства всеми своими активами, но заметна существенная динамика к снижению Коп.

6. Соотношение ДЗ и КЗ уменьшается, что говорит о том, что у предприятия увеличивается кредиторская задолженность, однако к концу 2009 года оно опять увеличилось до 0.51, что свидетельствует о не совсем правильной политике руководства предприятия по управлению ДЗ.

7. Снижение доли участия СОС и НИПЗ указывает на тенденцию снижения финансовой устойчивости, правда, к концу 2009 года доля НИПЗ была увеличена до 08 за счет увеличения КЗ по авансам полученным. Это показывает, что руководство предприятия выбрало к концу 2009 года более правильную политику в расчетах со своими клиентами.

Одним из главных условий эффективности применения статистических методов является однородность выборки. Очевидно, что для представительного анализа влияния условий работы на энергетическую эффективность ДКС желательно проводить исследования на различных ДКС с однотипными ГПА. Поэтому в работе нами проводился статистический анализ работы ДКС Уренгойского газопромыслового управления (УГПУ). На всех 15 ДКС УГПУ установлены однотипные ГПА с газотурбинным двигателем мощностью 16 МВт. Газотурбинный двигатель - трехвальный. Две турбины (низкого давления и высокого давления) являются приводом для двух ступеней компрессора, обеспечивающего подачу воздуха в двигатель. Свободная турбина является приводом нагнетателя. На всех ДКС компримирование осуществляется в две ступени.

Таким образом, можно утверждать, что мы имеем однородную выборку по типам агрегатов и по наработке с начала эксплуатации. Статистический анализ показал, что относительный расход топливного газа (отношение расхода топлив-ного газа к транспортируемому газу выраженному в процентах) имеет корреляцию как с давлением на входе ДКС (коэффициент корреляции минус 0,48), так и с конечным давлением (коэффициент корреляции минус 0,39). Знак минус означает, что с повышением давления эффективность транспорта повышается. Имеется корреляция (коэффициент корреляции 0,39) между расходом топливного газа и расходом транспортируемого газа.

Политропная работа в основном определяется степенью повышения давления (температура газа на входе в ГПА варьируется незначительно). На рис.1 представлено распределение степени повышения давления первой и второй ступеней компримирования по ДКС.

Как видно из рисунка, степень повышения давления на ДКС изменяется в широких пределах. На рис.2 представлено распределение политропной работы по ДКС (суммарной по ДКС и по ступеням компримирования).

Большая вариация величины политропной работы определяется вариацией объема транспортируемого газа и вариацией степени сжатия.

На рис.3 представлено распределение по ДКС величины удельного расхода газа на единицу политропной работы. Как видно из диаграммы, для ДКС 2, 3, 6 наблюдается явное превышение удельного расхода газа по сравнению с остальными ДКС. На ГПА 10 удельный расход топливного газа существенно ниже по сравнению с остальными ДКС. Для остальных 11 ДКС удельный расход топливного газа находится в пределах (0,62 - 1,02) н.м³/(кВт*час).



Итак, работа, которую ежедневно выполняют сотрудники УГПУ, требует жесткой дисциплины, высокой профессиональной подготовки, полной самоотдачи. В этом -- залог успешной деятельности управления. За двадцать пять лет специалистами управления накоплен огромный производственный и научный потенциал. Подготовлено множество работ по темам актуальным и значимым для отраслевой науки. Все интересные рационализаторские предложения здесь не просто учитываются, а внедряются на месте, что позволяет выполнять и перевыполнять плановые задания по добыче углеводородов, а значит -- обеспечивать светом и теплом несколько миллионов человек.

Глава 2. Технико-экономическое обоснование работ по увеличению добычи углеводородного сырья

2.1 Характеристика и анализ существующих технологий и оборудования промывки ПГП

Значительная часть фонда газовых скважин работает с ограничением по дебиту из-за выноса пластовой воды и песка и в ближайшее время может выйти в бездействие. В связи с этим основными видами ремонта газовых скважин являются: ограничение и ликвидация водопескопроявлений, удаление с забоя песчаных пробок, восстановление продуктивности.

Поэтому для успешной эксплуатации месторождения необходимо комплексное проведение работ по поддержанию работоспособности действующего фонда скважин, включающих в себя:

? удаление песчаных пробок;

? ограничение и ликвидация притока пластовой воды и песка.

Однако ремонт скважин по указанным технологиям производился только с подъемных установок, использование которых предусматривает комплекс работ по глушению скважин, замене подземного оборудования, проведению изоляционных работ, освоению скважин. Данные работы требуют больших материальных затрат, которые не всегда оправдываются из-за значительного снижения дебита после ремонта скважины.

Имеющийся опыт использования колтюбинговых установок позволяет более рационально поддерживать скважины в рабочем состоянии, своевременно и качественно проводить работы по повышению их продуктивности при минимальных затратах материальных и трудовых ресурсов.

Для изучения эффективности ремонта с использованием колтюбинговой установки сеноманских скважин Уренгойского месторождения специалистами УИРС и УГПУ ООО «ГазпромДобычаУренгой» была разработана «Программа проведения исследовательских работ», которой предусматривается периодическое проведение работ по замеру текущего забоя, газодинамических исследований с отбором проб через установку «Надым». Результаты исследований по некоторым скважинами приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Промысловые исследования эффективности промывки песчаных пробок при помощи колтюбинговых установок на Уренгойском месторождении

Номер	Интервал	Интервал	Q/q, ед	Q/q на	Q/q	Q/q	Q/q	Текущий	Минера-
скважи-	пробки, м	перфорации,	1-й замер	2-й замер	3-й замер	4-й замер	5-й замер	забой на	лизация,
ны		м	(после	(через 2ме- через 3ме- (через 4ме- (через 5ме-	момент по-	М общ.,
			ремонта)	сяца после	сяца после	сяца после	сяцев после	следнего	г/л.
				ремонта)	ремонта)	ремонта)	ремонта)	замера, м
214	1121?1219	1101?1139	1,00	2,62	1,24	1,57	1,24	1180	3,20
285	1185?1199	1177?1197	1,08	1,24	0,50	0,78	0,44	1199	1,50
463	1208 ?1403	1200 ?1235	1,15	2,99	2,93	1,51	1,40	1210	0,00
482	1192?1235	1180?1202	1,16	1,63	1,00	1,12	0,96	1218	0,30
285*	1185?1199	1177?1197	1,1	--	--	--	--	1197	3,20

Q, q -- дебит скважины после и до ремонта.

* -- через 24 месяца произведена повторная промывка песчаной пробки

Целью данных исследований являлось определение межремонтного периода (накопление песчаной пробки в скважине), определение оптимального технологического режима эксплуатации скважины и разработка перспективной программы сервисного обслуживания для внедрения его на Уренгойском месторождении и других газовых месторождениях Западной Сибири. Так из таблицы 2.1. видно что, по отдельным скважинам уже через 3...4 месяца из-за разрушения ПЗС наблюдается образование на забое песчаных пробок. А на скважине № 285 из-за образования песчаной пробки произведена повторная промывка.

Несмотря на достигнутые результаты, в связи со старением месторождения и дальнейшим ухудшением геолого-технических условий проведения работ, проводятся работы по разработке новых и совершенствованию имеющихся технологий промывки песчаных пробок и рецептур промывочных жидкостей (так, например, ведутся опытно-промышленные работы по внедрению растворов на основе НТЖ).

Развитие колтюбинговых технологий находит все большее применение в промышленности. В практике нефте- и газодобычи эти технологии применяются для выполнения различных операций в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в том числе для бурения.

При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений колтюбинговые технологии позволяют производить ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением без нарушения (остановки) их режима эксплуатации (проводить ремонтные и технологические операции без глушения скважин и подъема колонны насосно-компрессорных труб). Помимо этого, применяются колтюбинговые технологические операции в нагнетательных скважинах, при бурильных работах (от бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины до полного технологического цикла построения скважин), при освоении скважин, геофизических в сильно искривленных и горизонтальных участках ствола скважины и других работах.

При этом, время на проведение работ колтюбинговыми установками уменьшают общие затраты на ремонт, сокращает простои скважин, дают возможность проводить многие технологические операции, недоступные традиционными методами и, в конечном итоге, увеличивают добычу нефти и газа.

На опыте разработки более старых месторождений (Медвежье, Вынгапурское и т.д.), стоит отметить, что значимость работ по промывке песчаных пробок с колтюбинговыми установками возрастет на порядок в последние годы разработки УНГКМ, когда значения пластовых давлений достигнут от 1,5 до 2,0 МПа и скважины будут эксплуатироваться на минимальных депрессиях. Образование песчаных пробок будет приводить к значительному снижению дебита скважин, а во многих случаях и их остановке, при этом работы по их удалению наряду с установкой забойных гравийных фильтров изоляцией притока пластовой воды будет единственным способом поддержания объемов добычи газа на проектном уровне.

Проанализированы результаты статистической обработки фактических промысловых данных, собранных за период эксплуатации залежи, установлены эмпирические зависимости, которые отражают реально протекающие процессы и являются основой для прогноза поведения системы в дальнейшем, а также для разработки мероприятия по предупреждению и ликвидации возможных осложнений.

Анализ колтюбинговой установки с точки зрения источников потерь гидравлической энергии показал, что потери напора происходят:

1) по длине безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) - P_т;

2) в сварных стыках БДТ - P_ср;

3) в узлах гидравлической обвязки установки на поверхности - P_м;

4) в забойной (технологической) компоновке низа БДТ - P_нас

Потерями в остальных узлах можно пренебречь, так как внутренние проходные сечения в них равны внутреннему сечению БДТ. Причина обводнения фонда скважин в процессе эксплуатации достаточно тривиальна: падение пластового давления при отборе газа из залежи. Поскольку сеноманская газовая залежь водоплавающая, то, с одной стороны, происходит подъем ГВК, и когда он достигает нижних отверстий интервала перфорации, начинается поступление воды в скважину. С другой стороны, из-за некачественного цементирования эксплуатационной колонны вода может начать поступать по кольцевому пространству из водоносных пластов, залегающих как ниже, так и выше интервала перфорации.

Вода не только сама по себе создает проблемы при добыче газа, но и вызывает дополнительные, активно воздействуя на коллектор, содержащий глину.

Поэтому детально рассмотрено состояние воды в горных породах, показано, что она может находиться в восьми формах: от конституционной до парообразной. Приведем краткую гидрогеологическую характеристику сеноманского водоносного комплекса УГКНМ. Пластовые воды сеномана имеют общую минерализацию 18…19 г/л и относятся к хлоркальциевому типу по Сулину. Верхние воды практически пресные, с минерализацией менее 1 г/л.

Газоносный коллектор представлен кварцевым песком, сцементированным глиной, состоящей из 43% по массе каолинитов, 43% иллитов, 12% смектитов и 2% хлоритов. Показано взаимодействие воды с глиной и песком, рассмотрены силы, действующие на частицы глины и песка при их увлажнении, изменение сил при изменении влажности. Прочность глинистого цемента с ростом влажности уменьшается, а силы капиллярного сцепления песчинок уменьшаются как с ростом, так и с уменьшением влажности.

Причина выноса песка из пласта более сложная. Во-первых, песок может выноситься в скважину в результате уноса песчинок потоком газа с поверхности фильтрации. Во-вторых, он может выноситься из массива пласта по каналам фильтрации газа. В обоих случаях песок будет выноситься, если силы, способствующие выносу, будут превышать силы, удерживающие песчинки на месте. В первом случае песчинки удерживаются под действием горного давления и сил капиллярного сцепления, а выносу способствует собственный вес песчинок, давление бокового распора и гидродинамическое давление потока газа. Во втором случае могут выноситься только песчинки, размер которых меньше размера каналов фильтрации газа. Геометрические расчеты для частиц сферической формы при их наиболее плотной упаковке показали, что могут выноситься частицы диаметром менее 0,15 dс; где dc - диаметр частиц, образующих скелет пласта. Эти частицы удерживаются на месте собственным весом и капиллярным сцеплением, а выносятся гидродинамическим давлением потока газа. В работе с определёнными, вполне приемлемыми допущениями получены выражения для всех действующих сил и аналитически решена задача выноса песка в скважину.

Предварительный анализ показал, что слой песчинок, находящийся на поверхности фильтрации газа в скважину, можно принять разгруженным от действия горного давления и давления бокового распора. Также можно пренебречь и весом песчинок, поскольку он значительно (более 100 раз) меньше других сил. В результате условие равновесия песчинки на поверхности фильтрации имеет вид

где Кл - коэффициент лобового сопротивления обтеканию песчинки; rп-радиус песчинки; сн и Qн - соответственно плотность и дебит природного газа при нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре 20 ⁰С); Рн и Рз - соответственно нормальное (атмосферное) и забойное давления; z - коэффициент сжимаемости природного газа; n - плотность перфорации эксплуатационной колонны; h - толщина интервала перфорации; dпк и пк - соответственно диаметр и длина перфорационных каналов в пласте; m - коэффициент пористости продуктивного пласта; у - поверхностное натяжение пластовой воды на границе с природным газом; и - угол смачивания песчинки водой; К - коэффициент трения между песчинками; в - угол между горизонталью и направлением действия сил капиллярного сцепления.

Первое слагаемое определяет силу, увлекающую песчинку потоком газа в скважину, а второе - силу капиллярного сцепления песчинки, удерживающую её на поверхности фильтрации газа. Для удобства анализа в формуле (1) знаки приняты так, что если разность положительна, песок выносится из пласта, а если она отрицательна или равна нулю, то песок не выносится.

С целью установления причин выноса песка из пласта в скважину в работе выполнен численный анализ уравнения (1), приняв исходные данные по литературным источникам и результатам промысловых исследований. На рис.2 приведена зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачивания ее пластовой водой. Как видим, с уменьшением угла смачивания песчинки сила капиллярного сцепления (СКС) линейно возрастает, достигая максимального значения при угле смачивания около одного градуса. Конкретные данные по влажности коллектора сеномана и соответственно по углу смачивания песчинок в начале разработки залежи отсутствуют, однако известно, что в начале разработки залежи вынос песка не фиксировался.



Рис. 2. Зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачивания

Рис.3. Схема проведения работ с использованием колтюбинговой установки

По результатам работ специалистами управления сделаны предварительные расчеты, которые показывают, что совместное применение колтюбинговых и подъемных установок дадут возможность снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза. Кроме того, значительно повышается экологическая безопасность эксплуатации и ремонта скважин вследствие снижения выброса в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате сокращения числа и продолжительности продувок скважин.

Экономический эффект от применения новой технологии проявился в снижении затрат на проведение ремонтных работ и продолжительности капитального ремонта.

2.2 Технико-экономическое обоснование совершенствования сервисного обслуживания газовых скважин при ухудшении геолого-технических условий их эксплуатации

Анализ существующих конструкций фильтров и опыт их применения на Уренгойском и Медвежьем месторождениях показали, что на сегодня наилучшим является проволочный фильтр типа ФСК, разработанный ВНИИГАЗом и усовершенствованный УИРС. Выполнен значительный объем промысловых исследований различных вариантов установки данного фильтра в газовых скважинах (в эксплуатационной колонне; в эксплуатационной колонне с гравийной набивкой; с гравийной набивкой в интервале продуктивного пласта, где предварительно вырезана эксплуатационная колонна и расширен ствол скважины). Большое внимание уделено выбору фракционного состава и качества гравия для набивки, способу его создания. В результате создана новая методика и комплексная технология оборудования пескопроявляющих газовых скважин, которая включает: