Введение:
Сегодня НТК России обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергоресурсов и 4/5 их производства НТК является главным источником налоговых (около 40% доходов Федерального бюджета и порядка 20% — консолидированного бюджета) и валютных (порядка 40%) поступлений государства. На долю НТК приходится 12% промышленного производства России и 3% занятых в нем .
Весьма значительным является так называемое косвенное влияние НТК на экономику страны, проявляющееся через стимулирование развития сопряженных с ним отраслей национального хозяйства. НТК может стать одной из основных движущих сил экономического развития страны, реальным “локомотивом” ее экономического роста в силу создания им значительных косвенных, так называемых мультипликативных эффектов от капитальных и эксплуатационных затрат в результате реализации нефтегазовых проектов.
Расчеты свидетельствуют, что каждый 1 р. дополнительного производства продукции нефтегазового комплекса увеличивает ВВП страны на 1,5...1,6 р. Каждый рубль дополнительных капиталовложений в нефтегазовый комплекс обеспечивает 1... 2 р. или более (в зависимости от типов нефтегазовых проектов — освоение месторождений, строительство трубопроводов и пр.) прироста национальной экономики. Косвенный эффект для страны от развития нефтегазового комплекса (через обеспечение платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей с последующими налоговыми, социальными и пр. эффектами от этих отраслей) существенно — по ряду нефтегазовых проектов двукратно и более — превышает прямой эффект развития нефтегазового комплекса (в виде добытой нефти и налогов с нее). Помимо создания новых рабочих мест непосредственно в проектах нефтегазового комплекса, их реализация обеспечивает прирост косвенной занятости в связи с появлением новых потребностей в промышленном и потребительском секторе, многократно превышающих прирост прямой занятости по проектам нефтегазового комплекса. Основной эффект от развития нефтегазового комплекса государство получает не в “добывающих”, а в “машиностроительных” регионах. Расчеты на некоторых конкретных проектах показали, что совокупный, т.е. прямой плюс косвенный, эффект российского государства от реализации ряда новых нефтегазовых проектов (в расчет брались проекты освоения месторождений на условиях СРП) распределяется между федеральным бюджетом, бюджетом “добывающего” региона и бюджетами “машиностроительных” регионов в пропорции от 20:30:50 до 30:30:40(%) в случае проектов на суше и от 40:20:40 до 50:20:30(%) в случае проектов на шельфе.
Глава 3:
В практике разработки нефтяных месторождений, наряду с другими методами, характеристики вытеснения используются для оценки эффективности мероприятий по совершенствованию систем разработки. Внесение изменений в систему разработки, связанных с вовлечением в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов, отражается на форме характеристик вытеснения, поскольку меняется характер динамики обводненности продукции.
Эта особенность характеристик вытеснения используется в практике разработки нефтяных месторождений для количественной оценки мероприятий по повышению ее эффективности.
Используемые в практике характеристики вытеснения можно разделить на два вида - интегральные и дифференциальные.
Интегральные характеристики вытеснения, как правило, устойчивы, слабо «реагируют» на случайные кратковременные изменения процесса разработки месторождения, и меняют свою форму лишь при существенных изменениях процессов извлечения нефти в значительном объеме разрабатываемого пласта.
Дифференциальные характеристики вытеснения, включающие в себя такие величины, как текущая добыча нефти, нефтесодержание в отбираемой продукции или водонефтяной фактор, значительно менее устойчивы, требуют более тщательный обработки данных, «отсеивания» случайных факторов при их построении и использовании для определения эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.
Надежность количественных оценок эффективности ГМПН пластов по характеристикам вытеснения в значительной степени зависит от достоверности представления геологического строения объекта разработки или его участка, величины запасов нефти, степени и характера их выработки, стабильности системы разработки, порядка и темпа ввода в разработку месторождения или его участков, перемещения запасов нефти из одних частей залежи в другие, а также от характера и объемов проводившихся мероприятий в предшествующий период. Различное сочетание этих основных факторов может оказывать существенное влияние на поведение характеристик вытеснения в процессе извлечения запасов нефти. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной интегральной характеристики вытеснения для экстраполяции на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения гидродинамического метода повышения нефтеотдачи (методы регулирования) на рассматриваемом объекте. Этим обстоятельством, по существу, и объясняется многообразие видов интегральных характеристик вытеснения, предложенных различными исследователями, каждая из которых, в зависимости от конкретных условий и особенностей процесса выработки запасов нефти, может оказаться наиболее приемлемой.
Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности практически всех методов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты, за исключением, возможно, подгазовых зон газонефтяных объектов разработки.
Заключение:
В заключение можно отметить следующие основные моменты. Нефтегазодобывающее управление "Быстринскнефть" - структурное подразделение ОАО «Сургутнефтегаз». Сокращенное наименование — НГДУ "Быстринскнефть". На сегодняшний день в распоряжении "Быстринскнефть" кроме Быстринского месторождения, входят также Солкинское, Западно-Солкинское, Комаьинское, Вачимское, Северо-Юрьевское, Тундринское, Рогожниковское и Новобыстинское месторождения. В 2008 году в разработке находилось 9 месторождений. По состоянию на 01.01.2009 г. фонд скважин по НГДУ составил 5014.
Эксплуатация скважин ведется фонтанным и механизированным способам, с помощью установок электроцентобежного насоса (УЭЦН) и штангово-винтового насоса (ШВН). Кроме, собственно, разработки месторождений у НГДУ "Быстринскнефть» есть сложное и разнообразное хозяйство,обеспечивающее добычу нефти: полторы тысячи линий электопередачи, 6 подстанций 110 кВ и 34 подстанции – 35 кВ, 930 кустовых трансформаторных подстанции, 3380 электродвигателей.
НГДУ "Быстринскнефть" имеет иерархический тип организационной структуры управления. Вид организационной структуры – линейно-функциональный, так как полномочия от начальника управления передаются по всем функциональным отделам предприятия и начальникам более низкого звена, последние в свою очередь – своим подчиненным.
В 2008 году фактически было добыто 9116 тыс. т нефти, что превышает уровень2007 года на 190672 тыс.т. Добыча попутного нефтяного газа при плане 1834063 тыс. куб. м. Составила 1872419 тыс. куб. м. (плюс 32141 тыс.куб. м к 2007 году). Добыча и нефти, и газа в 2008 году увеличилась, что является положительным результатом. Потребление электроэнергии составило 129,9% к уровню 2007 г. (удельный вес – 8,2%). Увеличение потребления связано с ростом тарифов и абсолютным увеличение расхода электроэнергии в связи с увеличением среднедействующего фонда нефтяных скважин, вводом новых объектов и мощностей оборудования. Топливо – 126,8% к уровню 2007 года. В связи с ростом цен на все виды ГСМ, увеличением транспортного парка, увеличением объема оказываемых услуг по причине увеличения объемов работ по Рогожниковскому месторождению (удельный вес в общей смете – 0,8). По направлениям расходования средств в калькуляции себестоимости 1 тонны нефти наибольший удельный вес занимает статья, связанная с содержанием и эксплуатацией оборудования, включающая основные объемы ремонтных работ – 758,13 руб./т или 45,5% в себестоимости тонны нефти.