Организационно-экономическая характеристика предприятия

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

Начало разработки большой татарстанской нефти коренным образом изменило экономический статус республики в масштабах страны. Татарстан из аграрной республики превратился в один из крупнейших центров нефтедобычи. «Татнефть», сформированная в 1950 году на основе нескольких трестов, стала основой экономики Татарстана, создала необходимый базис для развития его промышленного потенциала. Именно благодаря этому республика смогла проводить свой курс в экономике, обеспечивать сохранение и развитие основных отраслей промышленности, решать многие социальные задачи, поддерживать аграрный сектор. Налоги, поступающие от ОАО «Татнефть» сегодня, составляют существенную часть республиканского бюджета, дают значительную долю валютных поступлений. Компания аккуратно платит налоги и во внебюджетные фонды, и в местные бюджеты. Все это благоприятно отражается не только на экономическом, но и на социальном климате республики, на уровне жизни населения в целом.

Таким образом, экономическое  развитие республики во многом зависит  от эффективности деятельности ОАО «Татнефть». Одним из путей повышения эффективности компании является активизация инвестиционной деятельности. Инвестиции   в реальный сектор – наиболее значимый мультипликатор долгосрочного роста, как для самой компании, так и для экономики в целом. Стабилизация же нефтедобычи в среднесрочной перспективе требует привлечения в нефтяную отрасль инвестиционных ресурсов. Сегодня нужны значительные инвестиционные средства на вовлечение в оборот ныне неработающих скважин, внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи, развитие инфраструктуры транспортировки нефти, реконструкции и модернизации сырьевых парков, систем поддержания пластового давления, систем энергосбережения и т.д.

На сегодняшний день месторождения, разрабатываемые ОАО  «Татнефть» находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов в связи постепенным истощением их запасов. В связи с этим одной из важнейших направлений инвестиционной деятельности компании становится доизвлечение остаточных запасов. Освоение остаточных запасов на поздней стадии разработки месторождений обладает своими отличительными особенностями и требует применения индивидуальных технологических и экономических решений для оптимизации процесса нефтедобычи. Снижения затрат и повышения эффективности производства можно добиться прежде всего за счет проведения эффективных геолого-технических мероприятий, направленных на совершенствование разработки месторождений. Для компании является актуальным обеспечение наиболее полной выработки освоенных запасов нефти при ограниченном объеме финансирования.

Определение экономической  эффективности технологических  процессов, внедрения отдельных  научно-технических мероприятий  относится к числу наиболее сложных  вопросов экономической науки. В  нефтедобывающем производстве сложность этой проблемы возрастает в результате значительного влияния природно-геологического фактора.

Приоритетным является оценка экономической эффективности  мероприятий, направленных на увеличение нефтедобычи, на основе показателей  чистого дисконтированного дохода, индексов доходности дисконтированных затрат, дисконтированного срока окупаемости и др. Именно эта оценка лежит в основе эффективного распределения финансовых ресурсов.

Целью данного дипломного проекта является оптимизация распределения финансовых ресурсов по инвестиционным проектам, (по направлениям бурение добывающих скважин, бурение нагнетательных скважин, зарезка боковых стволов в отработанном фонде скважин, применение современных методов увеличения нефтеотдачи пластов) на примере скважин разрабатываемых НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть», а также исследование его привлекательности для управления.

Для этого необходимо рассчитать показатели эффективности  вариантов инвестиционных проектов, произвести отбор проектов в инвестиционный портфель, рассчитать показатели эффективности по сформированному портфелю. Оценка эффективности портфеля, по существу, сводится к исследованию материальных и денежных потоков. Так как инвестиционный портфель «обращен в будущее», то необходимо проанализировать его устойчивость, а также финансовую реализуемость с учетом устойчивости основных показателей проекта к изменению различных факторов.

В результате необходимо показать влияние эффективности  инвестиционных проектов на производственную деятельность НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть».

Основным источником литературы, на основе которых и разрабатывался данный дипломный проект, являются работы Виленского П.Л., Лившица В.Н., Смоляка С.А. и Косова В.В.

Дипломный проект состоит из введения, 6 разделов, заключения,  списка используемой литературы и 3 приложений. Дипломный проект написан на 205 страницах машинописного текста и содержит 23 таблицы и 9 рисунков.

Глава 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

НГДУ «НУРЛАТНЕФТЬ»

1. Краткая геолого-техническая характеристика района

деятельности и геологические условия разработки месторождений.

Месторождения НГДУ “Нурлатнефть”  расположены на землях Аксубаевского, Нурлатского, Черемшанского и частично Ново-Шешминского районов Республики Татарстан. На территории деятельности НГДУ “Нурлатнефть” выявлено 22 месторождения нефти, из которых 10 находятся в промышленной разработке (Аксубаево-Мокшинское, Бурейкинское,  Вишнево-Полянское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ильмовское, Камышлинское, Кутушское, Нурлатское, Пионерское, Южно-Нурлатское, 3 месторождения введены в опытную эксплуатацию (Нижне-Нурлатское, Студеное, Южно-Сунчелеевское), 1 месторождение подготовлено к вводу в опытную эксплуатацию (Максат). Готовятся к вводу в опытную эксплуатацию 4 месторождения (Граничное, Казанское, Курманаевское, Щербеньское). 3 месторождения числятся в нераспределенном фонде “Геолкома” РТ (Курмышское, Краснооктябрьское, Сунчелеевское).

Основными объектами разработки являются терригенные коллекторы кыновского, бобриковского, тульского горизонтов и карбонатные отложения турнейского и башкирского яруса, верейского и каширского горизонтов. Для всех месторождений НГДУ характерны сложные геологические условия разработки. Эксплуатация традиционными методами затруднена в связи повышенной вязкостью (до 100 мПа-с в пластовых условиях) и плотностью нефти (до 930 кг/м³). Нефти характеризуются большим содержанием смол и асфальтенов (от 19,4% до 60%), содержанием серы (до 4,4%). Коллектора, в основном, представлены высокопористыми (свыше 20%) песчаниками проницаемостью 0,173-2,0 мкм².

Бурение эксплуатационных и разведочных скважин осуществлялось силами филиалов Нурлатского, Лениногорского, Альметьевского УБР ООО “Татнефть-Бурение” на основании утвержденных ОАО «Татнефть» планов.

1.2. Состояние фонда  скважин и их распределение по способам эксплуатации.

В отчетном году управление «Нурлатнефть» вело промышленную разработку 15 месторождений: Нурлатского, Бурейкинского, Камышлинского, Южно-Нурлатского, Вишнево-Полянского, Пионерского, Аксубаево-Мокшинского, Кутушского, Ильмовского, Ивашкино-Мало-Сульчинского, Ашальчинского, Лангуевского, Сотниковского, Чегодайского, Черемшанского.

Кроме того, в опытной эксплуатации находятся 7 новых месторождений: Граничное, Казанское, Курманаевское, Максат, Нижне-Нурлатское, Студеное, Южно-Сунчелеевское. Из них первые три месторождения введены в опытно промышленную эксплуатацию в 2002 году.

Эксплуатационное бурение  в 2004 году велось на Аксубаево-Мокшинском, Бурейкинском, Кутушском, Южно-Нурлатском месторождениях. Разведочное бурение - на Степноозерской и Черемшано-Бастрыкской разведочных зонах.

С начала года из бурения  принято 57 новых скважин, в том  числе 47 из эксплуатационного и 10 из разведочного бурения. Из бурения текущего года и других категорий, при плане 43, введено 53 новых скважин. В том числе 4 разведочные из категории консервированных 2 – из категории ликвидированных, 2 из категории пъезометрических и 1 из категории поглотительных.

В отчетном году в результате проведенных геолого-разведочных  работ оперативный прирост извлекаемых запасов нефти составил 0,276 млн. тонн. Добыча нефти по горизонтам распределяются следующим образом:

- девонские залежи – 81294 тонн (4,3 %);

- карбонатные залежи  нижнего карбона – 294767 тонн (15,7 %);

- терригенные залежи  нижнего карбона - 1367944 тонн (72,9 %);

- залежи среднего карбона- 130069 тонн (6,9 %).

- прочие залежи – 2926 тонн (0,2 %).

За отчетный год управлением  добыто 1877,0 тыс.т. нефти. По новым скважинам  добыто 54,573 тыс.т. нефти против 39,440 тыс.т. в 2003 г.,  (или прирост составил 16,434 тыс.т к нормам).

Обводненность продукции  на конец 2004 года составила 61,3 %, а в среднем за год 57,5 %. Обводненность на конец отчетного года, по сравнению с декабрем прошлого года, выросла на 10,1 %.

Практически все месторождения  НГДУ «Нурлатнефть», кроме Кутушского и Южно-Нурлатского, разрабатываются с поддержанием пластового давления. Основная доля закачиваемых вод приходится на сточную.

В целом по управлению за год в продуктивные отложения  закачано 3461,1 тыс. м³ воды (или 138,7 % к нормам), в том числе 2994,7 тыс. м³ сточной, 107,5 тыс. м³ пластовой и 358,9 тыс. м³ пресной.

По состоянию на 1.01.2005 г. весь пробуренный фонд скважин составляет 2192 единицы, в том числе 1254 эксплуатационная, 281 нагнетательная, и 657 прочих категорий. Распределение фонда на конец отчетного года приведено табл. 1.1.

Таблица 1.1

Распределение фонда  скважин

Из 1160 скважин действующего фонда девонские залежи эксплуатируются 53 скважинами (4,6 %), карбонатные отложения  нижнего карбона 251 скважинами (21,6 %), терригенные отложения нижнего карбона 641 скважинами (55,2 %), 213 скважин эксплуатируются на карбонатные отложения среднего карбона (18,4 %) и 2 скважины – на данково-лебедянские отложения (0,2 %).

Эксплуатационное бурение в отчетном году проводилось на Аксубаево-Мокшинском, Бурейкинском, Кутушском, Нижне-Нурлатском, Южно-Нурлатском месторождениях.

На баланс НГДУ «Нурлатнефть» принято 47 эксплуатационных скважин:  19 скважин - Аксубаево-Мокшинском месторождения; 5 скважин -Нижне-Нурлатского; 9 скважин - Южно-Нурлатского; 7 скважин -Бурейкинского месторождения; 7 скважин - Кутушского месторождения.

В отчетном году на Нижне-Нурлатском месторождении при плане 3 скважин  пробурено 5 и все скважины приняты на баланс НГДУ (скважины добывающие).

На Южно-Нурлатском месторождении  в отчетном году при плане 10 скважин  пробурено 9 на бобриковские отложения.

В отчетном году на Мокшинском участке Аксубаево-Мокшинского месторождения  при плане 20 пробуренно 19 скважин. На баланс НГДУ при плане 20 принято 19 скважин, все скважины добывающие. 9 скважин пробурены на тульско-бобриковские отложения, бурение 10 скважин проводилось двухстадийным строительством с оставлением открытого ствола в башкирском ярусе.

На Кутушском месторождении  при плане 6 скважин пробурено 7 скважин (5– на бобриковские отложения; 2 – на отложения среднего карбона с дебитом нефти 2,3 м³/с). Все 7 скважин приняты на баланс НГДУ.

На Аксубаево-Мокшинском месторождении в отчетном году при  плане 6 скважин пробурено 7 на бобриковские отложения. Все пробуренные скважины приняты на баланс НГДУ, скважины добывающие. В результате опробования бобриковского горизонта получили нефть дебитом в скважинах 5,3 м³/сут.

Поисково-разведочное  бурение на территории деятельности НГДУ «Нурлатнефть» в 2003 году проводилось в пределах разведочных зон Степноозерского (2 скважины), Черемшано-Бастрыкского (5 скважин), Нижне-Нурлатского месторождения и Южно-Нурлатского месторождения (по 1 скважине).

Все 1160 скважин действующего фонда работают с водой. Распределение скважин по степени обводненности приводится в табл. 1.2 и по способам эксплуатации (табл. 1.3).

Таблица 1.2

Распределение скважин  по степени обводненности

Таблица 1.3

Распределение скважин  по способам эксплуатации

В течение года при плане 5, из глубокого  бездействия введены 11 скважин  со средним дебитом нефти и жидкости соответственно 4,6 т/сут и 7,3 т/сут., по которым добыто 7,711 тыс.т. нефти, что  на 6,471 тыс.т. выше запланированной.

Масштабы применения способов эксплуатации необходимо оценивать по количеству добываемой продукции из скважин (нефти или жидкости) и по количеству скважин, оборудованных под тот или иной способ.

1.3 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

В отчетном году в НГДУ продолжались работы по совершенствованию системы разработки по извлечению трудноизвлекаемых запасов гидродинамическими и физико-химическими методами.

Методами регулирования  разработки и повышения нефтеотдачи  пластов в 2003 году дополнительно  добыто 617,4 тыс.т. нефти (98,0 % к плану.) или 32,9% от всей добычи НГДУ, в том числе, 194,8 тыс.т.- за счет гидродинамических (план - 210 тыс.т) и 422,6 тыс.т - за счет физико-химических (план - 420,0 тыс.т) методов. План дополнительной добычи по данным методам выполнен соответственно на 92,8 % и на 100,6 %.

На Бурейкинском, Нурлатском и Ивашкино-Мало-Сульчинском месторождениях продолжались работы по закачке сшитых полимерных систем. За счет СПС дополнительно  добыто 86,8 тыс.т. нефти.

За счет пробуренных горизонтальных скважин в отчетном году дополнительно добыто 40,5 тыс.т нефти, а с начала проведения мероприятия тыс. т.

Кроме выше отмеченных методов  воздействия на пласт за счет применения в 2000-2003 г.г. всех модификаций полимерно-дисперсных систем на Ильмовском, Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском месторождениях позволило дополнительно добыть 12,7 тыс.т. В 2003 г. продолжались работы по воздействию композицией щелочного стока производства капралактама с гелеобразующими компонентами (ЩСПК+ГОК). Данный метод проводился на бобриковской залежи Вишнево-Полянского месторождения. При этом дополнительная добыча нефти составила 27,454 тыс.т.

В целях ограничения  отбора попутной воды на объектах НГДУ получили применение следующие методы увеличения нефтеотдачи пластов: закачка ДНПХ-8700 (доп. добыча нефти – 5 тыс.т); кремнийорганическое соединение (доп. добыча – 8,2 тыс.т); электровоздействие силовыми полями (доп. обыча – 25,2 тыс.т); НБП (доп.добыча – 7,4 тыс.т); РМД (доп.добыча – 8,1 тыс.т); ВУС (доп.добыча - 3,5 тыс.т).

Выполнение плана по дополнительной добыче нефти от методов ПНП приводится в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Выполнение плана по добыче нефти за счет МУН

Как видно из табл. 1.4, по многим методам  ПНП плановые показатели были превышены  в 5 раз (СНПХ-9030), более чем в 2 раза (Электровоздействие, СКРИД, Бурение боковых стволов, УДВ), выше нормы (Горизонтальное бурение, Дилатационное волновое воздействие, НСКВ (ГСКВ), КПАС, ЩСПК+ГОК, НБП, Полимерное воздействие). Не выполнение плановых заданий произошло из-за не выполнения заданий по гидродинамическим методам.

Глава 2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Организационная структура НГДУ «Нурлатнефть»

Организационная структура  НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» представлена в приложении 1.

В составе НГДУ «Нурлатнефть» находятся 22 структурных подразделения, такие как:

- цех по добыче нефти и газа – осуществляет эксплуатацию нефтяных скважин;

- цех по поддержанию пластового давления – осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов.

- цех по подготовки и перекачки нефти – осуществляет подготовку добытой ЦДНГ нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;

- цех капитального и подземного ремонта скважин – осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин;

Руководство и координацию  деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.

Предприятие реализует  свою продукцию по ценам и тарифам, которые устанавливаются самостоятельно или на договорной основе, а в  случаях, предусмотренных законодательными актами России, - по государственным  ценам и тарифам. В расчетах с зарубежными партнерами применяются контрактные цены, формирующиеся согласно условиям и ценам мирового рынка.

Производственным подразделением НГДУ, осуществляющим управление технологическим  процессом добычи нефти и газа в закрепленном за ним районе, является цех по добыче нефти и газа (нефтепромысел). Основной задачей цеха является обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений, залежей или части их в соответствии с технологическим проектом разработки (соблюдение утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов) и выполнение плановых заданий по добыче нефти, устанавливаемых цеху в соответствии с утвержденным НГДУ планом, при соблюдении утвержденных технологических режимов работы скважин и других производственных объектов.

Планирование и учет цеховых расходов, а также показателей  по труду и заработной плате осуществляется централизованно аппаратом НГДУ.

Цех состоит из бригад по добыче нефти и газа, возглавляемых  мастерами. Количество бригад устанавливается руководством объединения, исходя из условий и объема работы, возложенной на цех. Как правило, одна бригада обслуживает 80-100 скважин. В отдельных случаях, учитывая расположение скважин, рельеф местности и другие условия работы, допускается обслуживание одной бригадой меньшего количества скважин.

За цехом закрепляются для обслуживания и сохранения нефтяные, газовые и другие скважины (кроме  нагнетательных), сооружения и коммуникации, непосредственно связанные с  технологией добычи и внутри промыслового сбора нефти и газа (нефтяные емкости, не относящиеся к товарному парку, внутри промысловые нефтепроводы и газопроводы), производственные, бытовые и административные здания, а также основные фонды, предназначенные для культурно-бытового обслуживания работников цеха.

Все подземное и наземное оборудование скважин и технологические  установки, непосредственно связанные  с добычей и внутри промысловым  сбором нефти и газа, а также  ремонтом скважин, закрепляются за базой  производственного обслуживания НГДУ, центральными базами производственного обслуживания по ремонту и прокату нефтепромыслового оборудования, ремонту и прокату УЭЦН и передаются цеху в пользование.

Обеспечение цеха материально-техническими ресурсами, транспортными средствами, спецтехникой и связью возлагается на специализированные подразделения объединения и нефтегазодобывающего управления.

Осуществление всех видов  ремонта и профилактического  обслуживания скважин, оборудования, сооружений и коммуникаций, используемых цехом, возлагается на базу производственного обслуживания (БПО), другие специализированные службы НГДУ. Указанные работы выполняются, как правило, закрепленными за цехом бригадами и звеньями, которые при этом оперативно подчиняются руководству цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ).

Рис. 2.1. Организационная  структура НГДУ «Нурлатнефть» ОАО  «Татнефть»

Проведение промыслово-гидродинамических  и геофизических исследований в  скважинах, закрепленных за цехом, возлагается  на промыслово-геофизические конторы  и ЦНИПР.

Перекачка и подготовка нефти и газа, добываемых цехом, возлагается на цех подготовки и перекачке нефти  (ЦППН) и  газокомпрессорный (газовый) цех НГДУ ил Управление по внутри промысловому сбору и использованию попутного нефтяного газа.