Общие сведения о Мамонтовском месторождении

II Организационная часть

III Расчетно-экономическая часть

3.1 Исходные данные для расчета себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ

Для расчета затрат стоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС - ЮВ потребуются следующие исходные данные за 2007 год.

- основные и вспомогательные материалы по цене (руб/тн);

Объем подготовки 1900000

Сепарол 42120

Сепарол ES-3344 51662

Рекорд 118 36790

СНПХ - 4810 60060

LML - 4312 34840

- электроэнергия: цена за 1 кВт-ч - 167 руб.;

- тарифные ставки операторов (руб/ч):

оператор 3 разряда - 33,40

оператор 4 разряда - 44,45

оператор 5 разряда - 52,87

- отчисления на социальные нужды - 26% от суммы заработной платы.

 

3.2 Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ

Расчет затрат по статье «Сырье и материалы»

Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы производим по следующей формуле:

 

З = Q*Z,

 

где З - затраты на основные и вспомогательные материалы

Q - Количество расходуемых материалов

Z - Цена за единицу материала, руб.

При работе ДНС используются химреагенты и вспомогательные материалы, расчет затрат на основные и вспомогательные материалы представлен в таблице 1.

 

Таблица 1 - Расчет затрат на основные и вспомогательные материалы

№ п/п	Наименование	Ед. изм	Уд. норма расхода, г/тн	Объем подго-товки, тыс. тн	Кол-во химреа-гента, тн	Цена; руб.	Сумма, руб.
1	Сепарол	тн	3,9	1900000	7410	4212	31210920
2	Сепарол ES-3344	тн	2,56	1900000	4864	5166,2	25128396
3	Рекорд 118	тн	2,81	1900000	5339	3679	19610147
4	СНПХ-4810	тн	3,82	1900000	7258	6006	43591548
5	LML-4312	тн	3,25	1900000	6175	3484	21513700
	Итого	руб.					141054711

 

Пример расчета:

 

З_{сепарол} = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.

 

Всего затрат на материалы составили: 141054711 руб.

 

Расчет затрат по статье «Электроэнергия»

Так как на ДНС при подготовке нефти используются сепараторы и насосы ЦНС различного напора. то расчет затрат на электроэнергию производим следующим образом: объем подготовки нефти умножаем на удельную норму расхода электроэнергии на 1 тонну, полученную электроэнергию умножаем на стоимость 1 кВт/ч. Максимум нагрузки умножаем на стоимость 1 кВт или 1000 кВт. Далее полученные суммы за кВт/ч и кВт складывают. Расчет затрат на электроэнергию представлен в таблице 2.

Таблица 2. - Расчет затрат на электроэнергию

Наименование работ	Ед. изм.	Количество
Подготовка нефти
1. Объем подготовки нефти	тыс. тн	1950
2. Удельная норма расхода	кВт*ч*тн	1,9
3. Количество электроэнергии	тн*кВт*ч	3610
4. Средняя стоимость кВт*час	руб.	167
Итого	руб.	602870
Внешняя перекачка нефти
1. Объем сдачи нефти	тыс.тн	1950
2. Удельная норма расхода	кВт*ч*тн	1,8
3. Количество электроэнергии	тн*кВт*ч	3420
4. Средняя стоимость 1 кВт* ч	руб.	167
Итого	руб.	571140
Всего	руб.	1174010

 

Всего затрат на электроэнергию составили: 1174010 руб.

 

Расчет затрат по статье «Амортизация»

Сумма амортизации рассчитывается исходя из среднегодовой стоимости оборудования, нормы амортизации в процентах к среднегодовой стоимости. Движение основных фондов на ДНС не рассматриваем, так как в течение года основные фонды не выбыли с предприятия и поступления новых не наблюдалось. Расчет затрат на амортизацию представлен в таблице 3.

 

Таблица 3. Расчет амортизационных отчислений

Наименование объекта	Среднегод. стоимость, руб.	Норма амортиз ации, %	Сумма амортизации, руб.
Сепаратор	2680007	8,0	214400,56
Дренажная емкость	811625	5,0	40581,25
Узел учета газа	920500	8,0	73640
Газовый сепаратор	469202	6,0	28152,12
Узел учета нефти	292159	5,0	14607,95
Резервуар технологический	350750	5,0	17537,5
ЦНС 300/360,4 шт.	1934490	11,0	212793,9
Блок качества нефти	1476000	10,0	147600
Коллектор	1837850	9,0	165406,5
Операторная	1002780	8,0	80222,4
Итого			994942,18

 

Всего отчисления на амортизацию составили: 994942,18 рублей.

 

Расчет затрат по статье «Транспорт»

Транспорт для непрерывного технологического процесса заказываем у транспортных предприятий, поэтому расчет затрат на транспорт производим исходя из стоимости машино-часа и 1 км пробега и отработанных Машино-часов и совершенных километров пробега. Всего для работы и обслужива­ния ДНС – ЮВ требуется 6 единиц тех­ники, пример расчета представлен в таблице 4, для четырех единиц техни­ки, расчет на остальной транспорт аналогичен.

 

Расчет затрат на заработную плату операторов, обслуживающих ДНС - ЮВ

Расчет заработной платы основного персонала ДНС – ЮВ осуществляется по тарифным ставкам за фактически отработанное время с учетом процента на доплаты и премию, размера районного коэффициента и северной надбавки. На ДНС – ЮВ 4 бригады операторов по 4 человека в каждой: 1 человек – оператор 3 разряда, 2 человека – оператора 4 разряда, 1 человек – оператор 5 разряда, руководителей и специалистов – 3 человека, процент доплат за и в ночное время – 10%,процент премии – 90%, районный коэффициент – 0,7, северная надбавка 50%.

Расчет затрат на заработную плату представлен в таблице 5.

IV Заключение

 

Всего затрат: 158078969,7 рублей.

 

4.1 Динамика стоимости подготовки 1 тонны нефти за 2005 – 2007 годы

 

Стоимость подготовки 1 тонны нефти по годам представлена в таблице 8.

 

Таблица 8. Стоимость подготовки 1 тонны нефти за 2005 – 2007 годы.

№ п/п	Годы	Сумма, руб.
1	2005	75,6
2	2006	79,56
3	2007	83,2

 

Рисунок 1. Диаграмма себестоимости подготовки 1 тонны нефти.

 

Выводы и предложения

 

В структуру НК «Роснефть» входят три нефтедобывающих предприятия: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз» и «Томскнефтегаз», пять нефтеперерабатывающих заводов – Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский и Стрежевской, а также 13 предприятий нефтепродуктообеспечения. НК «Роснефть» осуществляет сбыт нефтепродуктов в 46 регионах Российской Федерации. НК «Роснефть» имеет 272 лицензии на право недропользования, в том числе 152 лицензии на добычу нефти и газа.

Цех добычи нефти и газа №8 является составной частью основного производства УДНГ «Юганскнефтегаз», основной целью которого является добыча нефти и попутного газа и удовлетворение потребностей общества в нефти и нефтепродуктах. УДНГ «Юганскнефтегаз», в свою очередь является структурной единицей НК «Роснефть». Организационная структура ДНС – ЮВ является функциональной, то есть работники ДНС разделены по должностям в соответствии выполняемыми функциями. Руководство ДНС и контроль за ее деятельностью осуществляет начальник, которому непосредственно подчиняются технолог и мастер. Мастер осуществляет руководство бригадами по обслуживанию ДНС, которые работают посменно.

Смета затрат на подготовку нефти на ДНС – ЮВ составили 158078969,7 рублей, где себестоимость подготовки 1 тонны нефти составила 83,2 руб./тн., так как ДНС за год производит подготовку 1900000 тн. Нефти.

Для снижения себестоимости подготовки 1 тонны нефти необходимо придерживаться технологических процессов, вовремя проводить ремонт основных фондов, следить за исправностью работы оборудования, ликвидировать нарушения трудовое дисциплины, что позволит производственные травмы и тд. Наиболее актуальным в последнее время стал переход при подготовке нефти на ДНС на отечественный деэмульгатор, так как по качеству он не уступает импортному, но цена его значительно ниже.

II Организационная часть

Общие сведения о Мамонтовском месторождении

 

Мамонтовское месторождение нефти открыто в 1965 году, введено в разработку в 1970 году и в настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Из числа месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, Мамонтовское месторождение является третьим по величине в Западной Сибири после Самотлорского и Федоровского месторождений.

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, в 50 км. южнее города Нефтеюганска. Местность представляет собой заболоченную, слабовсхломленную равнину. В пределах площади, примерно от 10 до 15 процентов приходится на озера и участки сильной заболоченности, около 20 процентов занято участками умеренной заболоченности. Значительную площадь занимает пойма реки Большой Балык, кроме которой протекают реки Малый Балык, Ай-Яун, Конь-Ях и Пыть-Ях.

Территория месторождения под посевы сельскохозяйственных культур не используется. Мамонтовское месторождение является самым крупным в УДНГ «РН – ЮНГ».

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.

Среднегодовая температура воздуха минус 3,1 °С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января минус 22°С, самого жаркого - июля плюс 17°С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь минус 55°С, абсолютный максимум — на июнь плюс 34°С. Осадков в районе выпадает много. В теплый период с апреля по октябрь 467 мм, в холодные месяцы с ноября по март 209 мм. Годовая сумма осадков 676 мм. Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность меняется от 66% до 82 %.

Месторождение находится в начале четвертой (заключительной) стадии разработки, характеризующейся высокой степенью отбора извлекаемых запасов (72 процента) и обводненностью добываемой продукции (85 процентов), замедлением темпов падения добычи нефти. В продуктивных пластах содержится 152 млн. тонн утвержденных запасов нефти, которые необходимо извлечь из недр.

На месторождении пробурено более 5500 скважин. Проектный фонд разбурен на 112 процентов. На начало 2006 года в действующем добывающем фонде числилось 3251 скважина, в действующем нагнетательном фонде - 720 скважин.

Пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.

Пласты АС₄ и AC₅ предполагалось разрабатывать совместно с БС₁₀. Пласт БС₈ рассматривался как возвратный объект. Первыми введенными в эксплуатацию были пять нефтяных скважин: №№ 1073, 1074, 1075, 1077, 1078, запущенными фонтанным способом. Спустя два месяца после ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, а именно 22 июля 1970 года на месторождении начинается заводнение с целью поддержания пластового давления.

Мамонтовское месторождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает в разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных. Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35 миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,1 процента от начальных извлекаемых запасов.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года. В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти, добытой механизированным способом, составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение Среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода.

Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения. В конце восьмидесятых годов, из-за технологического не совершенства системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Мамонтовского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Мамонтовского месторождения имели текущее пластовое давление на 15-30 атмосфер выше перво­начального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.

Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Мамонтовском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС₁₀. В 1985-86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта AC_5-6 произвели закачку раствора неионогенного поверхностно активного вещества (НПАВ) - превоцел АФ_9-12. С 1988 года на Мамонтовском месторождении проводятся закачки в пласты АС₄, БС₁₀, БС₁₁, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Мамонтовском месторождении проводятся работы по повышению нефтеотдачи путем закачки полимерных составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия «Юганскфракмастер» по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине №7404. С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП - 41, было проведено в 1992 году. За период с 1989 по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

По состоянию на 01.01.2005г. из месторождения добыто около 628 миллионов 583 тысячи тонн нефти.