Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


отчет по практике Отчет по практике в ОАО «НорильскГазпром»

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Добавлен: 11.10.2012. Сдан: 2011. Страниц: 11. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Федеральное агентство по образованию
ГОУВПО  «Норильский индустриальный институт»
Кафедра бухгалтерского учета и финансов 
 
 
 
 
 

ОТЧЕТ
ПО  ИТОГАМ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ
в ОАО «НорильскГазпром» 
 
 
 
 
 
 
 
 

                  Выполнил: студент группы ФКф-(07)
                  Скляренко И.А.
                  Проверил: Трифонов Е.В 
                   
                   
                   
                   

Норильск  2011 г
  Общие сведения  об Обществе 

     Открытое  акционерное общество «Норильскгазпром» (далее Общество), зарегистрировано Администрацией г. Норильска 16 августа 2000 года (свидетельство № 1085), 1 августа 2002 года ИМНС России по г. Норильску Красноярского края внесена запись в Единый государственный реестр юридических лиц за основным государственным регистрационным номером 1022401623408.
     Согласно  Уставу Общества, основными видами деятельности Общества являются: эксплуатационное и поисково-разведочное бурение скважин; добыча, транспортировка и переработка природного газа и газового конденсата.
     ОАО «Норильскгазпром» является крупным поставщиком природного газа, который используется в качестве сырья для выработки тепло- и электроэнергии, необходимой для производственных нужд ЗФ ОАО «ГМК «Норильский никель» и ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания», а также обеспечения энергоресурсами всего Норильского промышленного района и Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района Красноярского края.
     Приоритетным направлением деятельности Общества является бесперебойное снабжение региона природным газом, в целях энергоснабжения промышленных предприятий и населения Единого Муниципального Образования город Норильск и Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района Красноярского края.
     В перспективе Общество планирует и в дальнейшем являться надежным поставщиком природного газа потребителю, основываясь на приоритетном направлении своей деятельности.
     Уставный  капитал Общества составляет 936 227 рублей. Акционерами Общества, владеющими не менее 5% уставного капитала, по состоянию на 31.12.2010 года, являлись: ОАО «Роснефтегаз» (38%); ОАО «ГМК «Норильский никель» (29,39%).
     ОАО «Норильскгазпром» является акционером ОАО «Таймыргаз» и владеет 100 000 именных бездокументарных обыкновенных акций, что составляет 1,31 % голосующих акций. 

2. Основные производственные  показатели 

       В 2010 году ОАО «Норильскгазпром» выполнил взятые на себя обязательства по обеспечению газом Норильского промышленного района и г. Дудинка на 99,5 %. Реализация газа составила 1 744 млн.м3 при плановом объеме 1 754 млн. м3 газа. План по добыче газа составлял 1 862 млн.м3 газа, добыто 1 824 млн. м3 газа – 97,9 % от плановых показателей. План по добыче газового конденсата выполнен на 101 %, добыто 3 231 тонна. На собственные нужды и потери при добыче и транспортировке газа израсходовано 80 млн.м3, что составляет 74 % от плановых объемов.
       Исполнение  плана добычи и поставки газа, газового конденсата предоставлено в таблице  № 1.
    Исполнение  плана добычи и  поставки газа, газового конденсата 
    за 2010 год по ОАО «Норильскгазпром»

Таблица № 1
Показатели Ед. изм. План 2010г.
Факт 2010г.
отклонение
"+/- %
Добыча  газа млн.м3 1 862,205 1 823,769 -38,436 97,9
Собственные нужды и потери в добыче " 33,095 24,347 -8,748 73,6
Поступление газа в газопровод Мессояха – Норильск
" 1 829,110 1 799,422 -29,688 98,4
Собственные нужды и потери в транспорте " 75,067 56,206 -18,861 74,9
Товарный  газ, всего: в том числе:
" 1 754,043 1 744,499 -9,544 99,5
Подано  ОАО «НТЭК» " 1 193,764 1 132,709 -61,055 94,9
ОАО «ГМК «Норильский никель» " 553,185 605,290 +72,105 109,4
ООО «НОК» " 4,166 4,019 -147 96,5
ОАО «Таймыргеофизика» " 1,200 1,014 -186 84,5
ОАО «Таймырбыт» " 0,950 0,633 -317 66,6
МУП «ССпоВПД» " 0,054 0,058 +4 107,4
ООО «Илан-Норильск» " 0,424 0,641 +217 151,2
ООО «Азимут» " 0,300 0,135 -165 45
Добыча  газового конденсата тонн 3 200 3  231 + 31 101
Производственно-технологические  нужды " 490 530 + 40 108,2
Товарный  конденсат " 2 710 2 701 -9 99,7
 
       В соответствии с условиями договоров, ОАО «Норильскгазпром» оказывает услуги по обслуживанию объектов Пеляткинского газоконденсатного месторождения, недропользователем которого является ОАО «Таймыргаз».
       В соответствии с принятыми обязательствами, ОАО «Норильскгазпром» оказывает услуги по транспортировке природного газа и газового конденсата, собственником которого является ОАО «Таймыргаз». Объем транспортировки природного газа за 2010 год составил 1 697 млн.м3, газового конденсата – 84 685 тонн.
       К числу наиболее ответственных работ, связанных с повышением надежности эксплуатации производственных объектов добычи и транспорта газа можно отнести: 

Производственно – диспетчерское  управление
    Контроль  за обеспечением бесперебойной подачи природного газа потребителям ОАО «ГМК «Норильский никель» в плановых объемах.
    Оперативное руководство деятельностью производственных подразделений Общества, занятых добычей газа и газового конденсата, их транспортировкой и подачей потребителю; капитальным ремонтом скважин; энергообеспечением, обеспечением подразделений техникой. Организация приема, размещения, перекачек и реализации газового конденсата.
    Разработка нормативов технологических потерь природного газа, газового конденсата и нормативов расхода газа на собственные технологические нужды.
    Разработка норм расхода метанола и контроль за их соблюдением.
    Анализ исполнения бюджета услуг производственного характера в течение года.
    Подготовка материалов для МЧС по вопросам ГО и ЧС.
    Составление баланса движения продукции. Участие в формировании доходной и расходной частей бюджета по производственной тематике.
 
 
Производственно – техническое  управление 

    Подбор  контрагентов для проведения работ  по услугам производственного характера.
    Работа по договорам с подрядными организациями.
    Подготовка документации и защита плана развития горных работ и добычи углеводородного сырья Общества на 2010 год в Московском управлении Ростехнадзора.
    Формирование, обоснование, корректировка и оформление планов капитального строительства, капитального ремонта объектов и ПИР Общества на 2010 год.
    Формирование, обоснование, корректировка и оформление планов услуг производственного характера, связанных с техническим диагностированием объектов Общества на 2010 год.
    Формирование и корректировка заявочных позиций на 2010 год.
    Формирование и обоснование ТМЦ для комплектации аварийных складов.
    Разработка плана подготовки объектов подразделений к паводку.
    Разработка плана организационно-технических мероприятий по подготовке объектов Общества к работе в осенне - зимний период 2009-2010 гг.
    Работа с контролирующими органами (Ростехнадзор, «Аварийно-спасательное формирование «Военизированная противофонтанная часть», МЧС, ГО и ЧС, Росприроднадзор, прокуратура и др.) при осуществлении проверок, запросов. Контроль за выполнением предписаний, выданных контролирующими организациями.
    Анализ проведенных экспертиз промышленной безопасности оборудования, объектов и технических устройств Общества, организация разработки мероприятий по устранению замечаний по экспертизам. Контроль за их выполнением.
    Подведение квартальных итогов производственных соревнований среди подразделений.
    Организация деловой переписки с органами исполнительной власти, вышестоящими организациями, контролирующими и правовыми органами, научно-исследовательскими и проектными институтами, строительными и подрядными организациями.
 
Газопромысловое управление:
    Ремонт  колонн УРМ-1, 2 (кислотная обработка  тарелок с ремонтом креплений, сверловка трубных пучков ребойлеров).
    Восстановление обвалования резервуаров метанольного парка в местах просадок (после восстановления - проведение геодезической съемки).
    Техническое освидетельствование (внутренний и наружный осмотр, зачистка) трапных емкостей ТЕ № 1,2 V-25м3.
    ТО технических устройств резервуаров метанольного и конденсатного парка с составлением актов.
    Очистка от механических примесей сосудов С-901, Е-904, Е-905 (дренажная) УВК. Очистка, пропарка и внутренний осмотр резервуаров: РВС №4, V-1000 м3 УППГ-1; РГС №5, №6 УППГ-2.
    Техническое освидетельствование (внутренний осмотр) сепараторов С-101-1, Т-101-2, М-101-2, С-202-1.
    Ревизия основной запорной арматуры кранов: «GROVE» № 120, "Saut du Tarn" №№ 53, 58, 63, 46, 47, 48, 52, 57, 62 УППГ-1; «GROVE» №№ 301, 302, 303, 304, 402, 407, 408, 434, 433 УППГ-2.
    Ремонт опорной части выходного газового коллектора на участке между цехом сепарации и нулевым пикетом УППГ-1
    Ревизия дыхательных клапанов и огнепреградителей: НДКМ-200, КПГ 250 № 1, 2, 3, СМДК -350, ОП -350 № 4, 5, 6 УППГ-1; КД -100, № 1, 2, 3, СМДК -50 № 4, 5, 6.
    Внутренний осмотр сепараторов ТК-2 (С201-1, С201-2, С202-А).
    Гидравлическое испытание сепаратора ВТС-3.
    Восстановление опорных растяжек факельных свечей МЦК кустов газовых скважин № 1, 4, 13, 14, 15, 23.
    Ремонт (замена участков) метанолопровода скважины № 417 общей протяженностью 125 м.
    Внутренняя зачистка дренажных емкостей ДЕ-10м3, ДЕ-1,5 м3, ДЕ-3м3.
    Техническое освидетельствование (внутренний осмотр) ВТС-201-1, ВТС-202-1, С-201-1, ВТС-201-2, ВТС-202-2, С-201-2.
    Пуско-наладочные работы, ввод в эксплуатацию резервуаров поз. 26 б, с, поз.27 с.
    Продувка и гидроиспытания вводимых в эксплуатацию шлейфов и метанолопроводов и МЦК скважин куста № 2.
    Гидроиспытания конденсатопровода от БРК, пуск в работу.
    Объезд, осмотр фонда скважин, шлейфов и метанолопроводов.
    Планово-предупредительный ремонт технологического и вспомогательного оборудования и арматуры скважин.
    Ремонт, устранение провисов, поддержание в исправном состоянии опорной части межцеховых коммуникаций технологических трубопроводов, оборудования, обвязки устьев скважин.
    Проведение дефектоскопии: замер толщины стенок сосудов, аппаратов, резервуаров, шлейфов, обвязки устьев скважин.
    Нивелировка мачт освещения, резервуаров, колонн.
    Подготовка к техническому освидетельствованию технических устройств Общества. Работа с экспертными организациями по проведению технического диагностирования.
    Уборка территории промысла на закрепленных территориях. Сбор, складирование металлолома, подготовка к вывозу на закрепленных участках.
 
Управление  магистральных газопроводов
    Ремонт  запорной арматуры на линейной части:
- II, III, IV ниток магистрального газопровода Мессояха – Норильск, - Ниток ГАЗ-1А, ГАЗ-3, перемычки на 15 км газопровода Южно-Соленинское – Мессояха,
- Ниток ГАЗ-1, ГАЗ-2 газопровода Северо-Соленинское – Южно-Соленинское.
    Ремонт запорной арматуры на линейной части:
- Площадки крановых узлов 67 км п. Северо-Соленинское, - Газопроводов - подключения к ДКС на площадке крановых узлов,
- 38 км  п. Южно-Соленинское,
- Газопроводов - подключения к головным сооружениям Мессояхского ГМ на площадках крановых узлов 0 км и 1,5 км п. Мессояха,
- Газопровода Пелятка – Северо-Соленинское.
    Ремонт запорной арматуры на линейной части метанолопровода Тухард – Мессояха – Южно-Соленинское – Северо-Соленинское – Пелятка.
    Пешие обходы межпромысловых и магистральных трубопроводов.
    Текущий ремонт запорной арматуры на линейной части распределительных гребенок дюкеров через реки:
- Большая Хета 68 км,   70 км, - Малая Хета     90 км,   93 км,
- Енисей           153 км, 158 км,
- Норильская.
    Текущий ремонт запорной арматуры на линейной части:
- Перемычек 29 км, 35 км, 127 км, 196 км, 229 км, - Газопроводов-отводов к п. Тухард; 1 и 2 ниток Дудинского, Надеждинского, Талнахского отводов, на продувочных линиях расширительных камер (на закрепленных за службами участках).
    Проверка работы дистанционного управления линейных кранов, продувка свечных линий крановых узлов.
    Зачистка пылеуловителей и ревизия запорной арматуры на емкостях для сбора конденсата и пылеуловителях.
    Ремонт опорной части межцеховых трубопроводов ГРС - 1, 2, 3.
    Ревизия предохранительной и регулирующей арматуры ГРС - 1, 2, 3.
    Ремонт запорной арматуры, технологического оборудования ГРС-4.
    Зачистка пылеуловителей ГРС-4 от механических примесей.
    Осмотр и контроль состояния подводных переходов через реку Енисей на т/х «Краб» (на урезе воды правый, левый берег).
    Контроль технического состояния защитных гильз дюкера 2 ГК в протоках р. Кырья, оз. Лапхай на 153 км.
    Текущий ремонт запорной арматуры
- на  КРП, - на газопроводах - отводах  КРП - ПАЭС-2500, КРП – Котельная,
- газопроводах – шлейфах   к ДЛР.
    Ремонт котельных, систем отопления в ДЛР на 35, 68, 93 км.
    Контроль толщины стенок линейной части магистрального газопровода Мессояха – Норильск, гребенок дюкеров через реки Б. Хета, М. Хета, перемычек 29 км, 35 км газопровода, конденсатопровода и метанолопровода методом ультразвуковой толщинометрии.
    Ревизия системы автоматики расширительных камер.
    Монтаж системы телемеханики КУ № 171, 172 на входе в ЦОГ коллектора СП-2 п. Мессояха.
    Консервация двигателей НК-12СТ ГПА № 1, 3, 4, 5.
    Очистка расходных емкостей № 1, 2 на складе ГСМ.
    Очистка маслобаков нагнетателя ГПА- 1, 2, 3.
    Ремонт опорной части:
- эстакады инженерных коммуникаций от отвода в цех подогрева газа до отвода в цех подготовки газа, - свечных линий I очереди ДКС,
- опорной части АВО-I.
    Работы согласно графику ППР на объектах ДКС.
    Подготовка к техническому освидетельствованию технических устройств Общества. Работа с экспертными организациями по проведению технического диагностирования.
 
 
 
3. Развитие минерально-сырьевой базы. 
 

      По  состоянию на 1 января 2011 года Общество владеет лицензиями на право пользования  участками недр Ямало-Ненецкого  и Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономных округов:
1. Мессояхское газовое месторождение (серия ДУД 13583 НЭ);
2. Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение (серия ДУД 13582 НЭ);
3. Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение (серия СЛХ 13006 НЭ);
      Текущее состояние запасов и коэффициентов  флюидоотдачи по лицензионным участкам ОАО «Норильскгазпром» (категории А+В+С1) следующее:
1. Мессояхское ГМ:             газ  млрд.м3         - 7,294 (63 %);
2. Южно-Соленинское ГКМ: газ  млрд.м3         - 17,784 (77 %);
                              конд-т  млн. т           - 0,413 (59 %);
3. Северо-Соленинское ГКМ: газ  млрд.м3         - 50,166 (61 %);
                                  конд-т  млн. т           - 0,980 (36 %);
      Ресурсная база Общества на 01.01.2011 г. по трем вышеперечисленным  месторождениям включает запасы: газа - по категориям А+В+С1 – 75,244 млрд.м3, остаточные извлекаемые запасы конденсата - 1,393 млн. т. 

Текущее состояние разработки месторождений и  показатели добычи углеводородного  сырья по предприятию 

    Мессояхское газовое месторождение 

      Месторождение открыто в 1967 году, в 1969 году введено  в опытно-промышленную разработку, в промышленной эксплуатации с 1970 года.
      Запасы  газа по месторождению утверждены ГКЗ  в 1968 г. (Протокол № 5429 от 05.07.1968 г.):
    по категории В – 24790 млн. м3;
    по категории С2 – 19440 млн. м3;
    балансовые А+В+С1 – 19793 млн. м3.
      С начала разработки на месторождении  добыто 63 % начальных запасов газа. Месторождение в настоящее время  находится на стадии падающей добычи. Добыча газа с января по июнь и октябрь-декабрь  велась 4 скважинами. Дебиты скважин  неустойчивые и составляют 20-80 т. м3/сут.
      Вследствие  осложнений в процессе эксплуатации скважин (разрушение пород коллектора, интенсивное обводнение) разработка месторождения проводилась с  перерывами и консервацией до 3 лет. С 1990 по 1998 гг. эксплуатация месторождения в соответствии с решением ЦКР РАО «Газпром» (Протокол №1/90 от 19.01.1990 г.) велась в сезонном режиме (с мая по октябрь) с целью частичного восстановления пластового давления. С осени 1998 года месторождение переведено на круглогодичную эксплуатацию.
      Добыча  газа в 2010 году составила 54,855 млн. м3 (2 % от общей добычи газа Общества). Месторождение фактически разрабатывается четырьмя скважинами. В 2010 году планировалась ликвидация 9 скважин, по состоянию на 01.01.2011 года ликвидировано 5 скважин.
      План  добычи газа на 2011 год – 70,0 млн. м3.
      Решением  Территориального отделения Центральной  комиссии по разработке месторождений  Роснедра, протокол № 33-06 от 26.12.2006 г., утвержденный Председателем ЦКР Роснедра Н.Н.Лисовским 19.03.2007 г., Мессояхское газовое месторождение с 2008 года выводится в консервацию сроком на три года. (Проектный документ: «Рабочий проект № 24 на консервацию и ликвидацию скважин Мессояхского газового месторождения», выполненная ООО «Сибнефтегазпроект». Заключение экспертизы ООО «Тюменский НТЦ ЭПБ» имеется: № 006, от 12 апреля 2004 года). Целью вывода месторождения в консервацию является его доизучение, для чего планируется проведение большого объема геологоразведочных и исследовательских работ.
      Скважины  эксплуатационного фонда для  контроля за термобарическими изменениями  в продуктивном пласте Дл-I  останавливаются на период консервации месторождения. Во время консервации месторождения в остановленных скважинах проводятся глубинные замеры пластовых давлений и температур.
      25 декабря 2007 года на ТО ЦКР  Роснедра по ЯНАО была защищена работа «Авторский надзор за реализацией проектных документов на разработку Мессояхского газового месторождения», в которой срок консервации Мессояхского месторождения был перенесен на май 2008 года.
      26 декабря 2008 года на ТО ЦКР  Роснедра  по ЯНАО была представлена работа «Авторский надзор за реализацией проектных документов на разработку Мессояхского газового месторождения», где предлагается консервация скважин в летний период и эксплуатация скважин в зимний период с целью доизучения и доразведки сроком на три года (2008-2010гг.)
      За  это время  выполнены следующие  геологоразведочные работы по изучению месторождения:
    сейсморазведочные работы МОГТ-2D, выполнено 90,1 пог.км сейсмопрофилей с обработкой и интерпретацией результатов;
    проект на геологическое изучение недр Мессояхского газового месторождения. Заключен договор с подрядчиком на данные работы. Завершение планируется во 31 мая 2011 года;
    пересчет запасов газа по залежи Дл-I. Заключен договор с подрядчиком на данные работы. Завершение планируется во 30 сентября 2011 года;
    составление технологического проекта разработки Мессояхского газового месторождения. Заключен договор с подрядчиком на данные работы. Завершение планируется во 30 ноября 2011 года.
 
Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение. 

      Месторождение открыто в 1969 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1972 году, в промышленную эксплуатацию -  в 1975 году.
      Запасы  газа и конденсата утверждены ГКЗ  в 1974 году (Протокол № 7112 от      21.02.1974 г.):
    газа по категории С1 – 66767 млн. м3;
    конденсата по категории С1 - 2354 тыс. т.
      В 1976 г. извлекаемые запасы конденсата пересчитаны и утверждены ГКЗ (Протокол № 7781 от 31.12.1976 г.) в количестве 1010 тыс. т. по категории С1. Месторождение разрабатывается в режиме истощения. До 1997 г. эксплуатировалось два объекта, в настоящее время эксплуатируется шесть объектов:
    I объект (пласты СД-VIII и СД-IX) в настоящее время разрабатывается 12 скважинами, дренируемые запасы газа оцениваются в 46446 млн. м3, при утвержденных – 43612 млн. м3. С начала разработки из залежей I объекта извлечено 38415 млн. м3 . Добыча за 2010 год – 86,95 млн. м3 газа и 471 тонны конденсата (извлечено – 652 тонн).
    II объект (пласты СД-X и СД-XI) разрабатывается 4 скважинами, дренируемые запасы газа оцениваются в 21883 млн. м3, при утвержденных - 23155 млн. м3. С начала разработки из залежей II объекта извлечено 18692 млн. м3. Добыча за 2010 год – 46,9 млн. м3 газа и 253 тонн конденсата (извлечено – 352 тонн).  В 1997-2003 гг. введены в эксплуатацию 5 новых залежей с суммарными запасами свободного газа по категории С1  - 8,998 млрд. м3.
    III объект (СД-I) разрабатывается 2 скважинами. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 3699 млн. м3. С начала разработки из залежи III объекта извлечено 524 млн. м3 газа. Добыча за 2010 год – 12,3 млн. м3 газа.
    IV объект (СД-II) в 2010 году были произведены продувки  в атмосферу. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 1281 млн. м3. С начала разработки из залежи IV объекта извлечено 114 млн. м3 газа.
    V объект (ЯК-II) эксплуатационный фонд - 2 скважины. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 3416 млн. м3. С начала разработки из залежи V объекта извлечено 131 млн. м3. Добыча за 2010 год – 20,5 млн. м3 газа.
    VI объект (Мх-III). Разрабатывается 2 скважинами. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР составляют 582 млн. м3. С начала разработки из залежи VI объекта извлечено 87 млн. м3. Продувки в атмосферу в 2010 году – 0,026 млн. м3.
      С начала разработки месторождения добыто 77 % начальных запасов газа из шести  эксплуатационных объектов. Месторождение  находится на стадии истощения, дебиты скважин снизились с 700-1000 тыс. м3/сут. до 20-60 тыс. м3/сут. В связи со значительным падением пластового давления по I и II объектам, для скважин, вскрывающих пласты СД-VIII, IX, X, XI, характерно самозадавливание скопившейся на забое скважин жидкостью и снижение устьевого давления ниже критического. Выполняются работы по переводу их на вышележащие объекты для поддержания уровня плановой добычи.
      Действующий фонд скважин 17 единиц.
      Добыча  газа в 2010 году – 166,724 млн. м3, (9 % от объема добычи Общества), конденсата 724 т. В 2010 году из вновь открытых залежей отобрано 33 млн.м3 газа или 21 % от всей добычи по месторождению.
      План  добычи на 2011 год: газа – 150,0 млн. м3, конденсата – 0,7 тыс.т.
      В 2010 году заключены договора с ООО  «ИннПроект» на выполнение комплекса работ по пересчету запасов газа и конденсата и по составлению технологического проекта разработки Южно-Соленинского ГКМ. Сроки выполнения работ – 30 сентября 2011 года.
     
Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение. 

        Месторождение открыто в 1971 г. Введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1983 г.  Запасы газа и конденсата  утверждены ГКЗ в 1974 г. (Протокол № 7112 от 21.02.1974 г.):
    газа по категории С1 – 95649 млн. м3  (пересчитанные с новыми залежами – 129221 млн. м3);
    конденсата – 1973/ 1530 тыс. т. (балансовые/ извлекаемые).
        В настоящее время эксплуатируется  в режиме падающей добычи. Месторождение  разрабатывается 5-ю эксплуатационными  объектами.
    I объект (пласты ЯК-I и ЯК-II) разрабатывается 38 скважинами, в том числе три – совместно с ЯК-0. Запасы газа: утвержденные – 26073 млн. м3. Добыча газа в 2010 году – 882 млн.м3. Накопленный отбор газа по объекту составляет 31525  млн. м3. В результате переоценки запасы газа по пластам ЯК-I и ЯК-II на 01.01.07 г. составляют по категории А+В+С1 33934 млн. м3.
    II объект (пласт СД-III) разрабатывается 4 скважинами, в том числе одна – совместно с СД-VIII. Утвержденные запасы газа составляют 28410 млн. м3, дренируемые – 18259,2 млн. м3, извлекаемые запасы конденсата – 356 т. Накопленный отбор газа по объекту составляет 15241 млн. м3, конденсата 120 т. Добыча газа в 2010 году – 79,7 млн. м3, конденсата – 336 т. (извлечено - 399 т.).
    III объект (пласты СД-VIII и СД-IX) разрабатывается 19 скважинами, в том числе две – совместно с СД-III и СД-I3. Утвержденные запасы газа составляют 41166 млн. м3, дренируемые оцениваются в 28130,123 млн. м3, извлекаемые запасы конденсата – 1174 т. Накопленный отбор газа по объекту составляет 23313 млн. м3, конденсата 430 т. Добыча газа в 2010 году – 273 млн. м3, конденсата – 2171 т (извлечено - 2561 т).
    IV объект (пласт СД-I3) разрабатывается в настоящее время 5 скважинами, в том числе одна – совместно с СД-VIII и СД-IX. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 4900 млн. м3, дренируемые запасы оцениваются в 4805,031 млн. м3. Накопленный отбор газа по объекту составляет 3969 млн. м3. Добыча газа в 2010 году – 78,4 млн. м3. Четвертый эксплуатационный объект является возвратным горизонтом для обводняющихся скважин II и III объектов.
    V объект (пласт Як-0) разрабатывается 11 скважинами, в том числе 3 – совместно с ЯК-I. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 14503 млн. м3, дренируемые оцениваются в 9796,121 млн. м3. Накопленный отбор газа по объекту составляет 4449 млн. м3. Добыча газа в 2010 году – 289 млн. м3. Пятый объект является возвратным горизонтом для обводняющихся или малодебитных скважин нижезалегающих объектов и служит регулятором сезонного дефицита газопотребления.
    VI объект (пласт Мх-III) в 2010 году не разрабатывался. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 6308 млн. м3. Накопленный отбор газа по объекту составляет 558 млн. м3. Шестой объект является возвратным горизонтом для обводняющихся или малодебитных скважин нижезалегающих объектов.
         В целом по месторождению остаточные от утвержденных запасы газа составляют 50166 млн. м3, конденсата – 980 т. Текущий коэффициент газоотдачи составляет  60 %, эксплуатационный фонд скважин – 75 ед.
        Добыча по Северо-Соленинскому газоконденсатному месторождению за 2010 год составила 1602,19 млн. м3 газа (или 89 % общего объема добываемого газа) и 2507 т конденсата. Из общего объема газа доля новых залежей – 22 % или 488 млн. м3.
        План добычи на 2011 год в следующих  объемах: газ – 1587,763 млн. м3; конденсат – 2,5 тыс.т.
        В 2010 году заключены договора  с ООО «ИннПроект» на выполнение комплекса работ по пересчету запасов газа и конденсата и по составлению технологического проекта разработки Северо-Соленинского ГКМ. Сроки выполнения работ – 30 сентября 2011 года.
        В 2010 году заключен договор  с Томским филиалом Федерального  государственного унитарного предприятия  «СНИИГГиМС» по составлению Проекта на ликвидацию, консервацию скважин Северо-Соленинского ГКМ. Проект находится на стадии разработки. Срок выполнения работ по договору - с 1 октября 2010 года по 31 мая 2011 года.
        Служба геологии, маркшейдерии и  разработки месторождений (СГМ  и РМ) выполняет обязанности по  геологическому и маркшейдерскому  обеспечению производственного  процесса Общества по разработке  месторождений углеводородного  сырья. Служба располагает персоналом  и необходимыми материалами для  выполнения стоящих перед ней  задач.  

На 2011 год  Служба планирует проведение следующих  работ: 

    Эксплуатационная  разведка разрабатываемых месторождений.
    Геологическое документирование при опробовании и гидродинамических исследованиях скважин.
    Отбор проб пластовых флюидов для лабораторного анализа.
    Оперативный подсчет запасов углеводородного сырья и списания их в установленном порядке.
    Оперативный учет извлеченных пластовых флюидов при гидродинамических исследованиях скважин.
    Согласование проектных документов на разработку месторождений.
      С целью строительства геодинамического полигона Планом работ на 2011 год  предусматривается изготовление и  установка знаков (грунтовых реперов) на месторождениях, в соответствии с техническими заданиями и технологической картой производства работ. Работы планируется проводить специалистами подрядной организации, имеющей лицензии на соответствующие виды работ.
      В штате СГМ и РМ состоит ведущий  маркшейдер, имеющий соответствующее  образование и большой опыт маркшейдерской работы.
      В Обществе имеется картографический материал на территорию всех эксплуатируемых  месторождений и трасс газопроводов в масштабе 1:100 000, 1:50 000, 1:25 000.
      В 2011 году планируется заключение договора по составлению Проекта на производство маркшейдерских работ на 2012-2015 гг.
      В своей производственной деятельности Общество обязуется выполнять все  обязательства, заложенные в лицензионные соглашения, в том числе своевременное  внесение в бюджеты всех уровней предусмотренных платежей, охраны недр и окружающей среды. Планируется завершение тематических работ нефтегазовой направленности  по доразработке Северо-Соленинского, Южно-Соленинского газоконденсатных и Мессояхского газового месторождений, анализу и прогнозу технологических показателей разработки месторождений, отчетов по пересчету запасов углеводородов по Южно- и Северо-Соленинским газоконденсатным и Мессояхскому газовому месторождениям.
      Продолжается  контроль за разработкой шести новых залежей, вовлеченных в пробную эксплуатацию на Соленинских месторождениях.
      В настоящее время все эксплуатируемые  месторождения работают в режиме истощения и падающей добычи. Текущие  пластовые давления по эксплуатируемым  залежам составляют 20-60% от первоначальных. Пластовой энергии недостаточно для выноса на поверхность жидкости – конденсата, пластовой воды с метанолом. Происходит ее накапливание на забоях скважин и, при определенных условиях, их самозадавливание.
      При годовой добыче в 1,8 млрд. м3 – обеспеченность запасами газа составляет порядка 25 лет.
      Все эксплуатационные объекты разрабатываются  километровой сеткой одиночных вертикальных скважин. Южно- и Северо-Соленинские газоконденсатные месторождения – многопластовые. На Южно-Соленинском - скважины размещены по равномерной сетке, на Северо-Соленинском – сгруппированы в кусты от 2-х до 4-х скважин и дренируют запасы газа различных эксплуатационных объектов. При такой системе разработки имеется возможность уходить на вышележащий продуктивный горизонт в случае обводнения действующего.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.