на тему- ldquo;Экономическое обоснование применения методов повышения нефтеотдачи на Мегионском месторождени

Работа добавлена на сайт samzan.net:

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

                                                                                          Кафедра “ ОП и ВЭД”

Курсовая работа

по дисциплине “Основы экономической деятельности предприятия”

на тему: “Экономическое обоснование применения методов повышения нефтеотдачи на Мегионском месторождении ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”

Выполнил: студент гр. НР-04-5

Арсландбеков Т.Ф.

Проверил: Кузнецов И.С.

Тюмень 2008

СОДЕРЖАНИЕ

Введение
1. Характеристика производственной деятельности предприятия. 1.1 Организационно – производственная характеристика предприятия.
1.2 Анализ динамики технико-экономических показателей ОАО «СН-МНГ».
2. Анализ технического развития нефтегазодобывающего предприятия. 2.1 Основные направления инновационной деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности.
2.2.  Двойной осадкообразующий состав (ДОС).
3. Обоснование экономической эффективности ВПП в ОАО “СН-МНГ”.
3.1 Анализ влияния ВПП ДОС на технико-экономические показатели предприятия. 3.2 Расчет ЧТС и ПДН от проведения ВПП ДОС в ОАО “ СН-МНГ ”. 3.3 Анализ чувствительности проекта к риску.
Заключение.
Список используемой литературы.

Введение

Западная Сибирь является в настоящее время и останется в будущем главной базой страны по добыче нефти и газа. В этом районе создан мощный нефтегазовый комплекс. Непременным условием успешного развития нефтяной промышленности является наличие достаточного количества разведанных запасов нефти. Но значительное увеличение добычи нефти и газа осуществляется не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и вследствие повышения эффективности эксплуатации уже освоенных.

В курсовом проекте  рассмотрена инновационная деятельность ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”, в частности проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта, описана производственно-хозяиственная деятельность предприятия, организационно-производственная структура. Также мною проведен анализ динамики технико-экономических показателей предприятия, анализ технического развития производства, анализ выполнения плана технического развития предприятия,  анализ влияния инноваций на ТЭП предприятия, анализ чувствительности проекта к риску.

1.Характеристика производственной деятельности предприятия.

1.1.    Организационно-производственная характеристика предприятия

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» осуществляет добычу, сбор подготовку и транспортировку нефти Мегионского, Мыхпайского, Ватинского, Северо-Покурского, Аганского, Южно-Аганского, Кетовского, Покамасовского, Ново-Покурского, Северо-Островного и Южно-Покамасовского месторождений. В 2007 году добыто 12500 тысяч тонн нефти и 716 миллионов кубических метров попутного нефтяного газа. По объемам добычи нефти «Мегионнефтегаз» входит в десятку крупнейших нефтедобывающих объединений России.

Повышение эффективности производства и сохранение экологии «Славнефть-Мегионнефтегаз» обеспечивает все более широким применением надежного оборудования и новых технологий

•  производится гидравлический разрыв пласта по новой технологии, обеспечивающей глубокое проникновение трещин в пласт и их надежное закрепление, в результате чего производительность скважин возрастает в 5-7 раз
•  начато бурение скважин по технологии, исключающей использование амбаров и с применением экологически чистых буровых растворов, что позволяет сохранить чистоту окружающей среды
•  стальные трубы заменяют трубами из стеклопластика, устойчивого к коррозии
•  применяемая технология обезвоживания нефти обеспечивает сдачу 98% добываемой нефти по высшей категории качества
•  начато внедрение УНОР для сокращения технологических потерь нефти в резервуарах.

Свое будущее «Славнефть-Мегионнефтегаз» связывает с:

•  освоением новых месторождений;
•  применением новых технологий, высокоэффективной и надежной техники;
•  деловым сотрудничеством с предприятиями России и фирмами любой страны в совместной разработке новых месторождений, применении новых технологий, коммерческой деятельности, развитии социальной сферы.

Добыча нефти по ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» ежегодно падает,  в основном, по причине того, что основные месторождения по ОАО «СН-МНГ»   находятся в стадии падающей добычи.

Следовательно, проведение мероприятий НТП в ОАО «СН-МНГ» позволит повысить добычу нефти, уменьшить себестоимость добываемого продукта, снизить затраты на производство, тем самым увеличивая доход предприятия.

Мегионское месторождение  в разработке с 1988 года и в настоящее время на  месторождении  40%  фонда  находятся  в  бездействии    из-за  высокой  обводненности.

Важнейшее направление повышения эффективности разработки  месторождения, связано с применением новых методов увеличения нефтеотдачи. Увеличение коэффициента нефтеотдачи достигают при повышении охвата пласта воздействием, увеличении коэффициента вытеснения нефти, а также при переводе нефти в другое фазовое состояние.

О целесообразности применимости, критериях отбора тех или иных методов и, главное, об оценке их эффективности пойдет речь в данной дипломной работе.

1.2. Анализ динамики технико-экономических показателей ОАО“Славнефть-МНГ”.

Цель данного пункта заключается в анализе ТЭП ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” за период 2004-2007 год (таблица 1.2.1.) цепным (таблица 1.2.2.) и базисным (таблица 1.2.3.) методами, построить графики Трц (рис. 1.2.1.) и Трб  (рис. 1.2.2.).

Табл. 1.2.1.

Основные ТЭП ОАО "СН-МНГ" за период 2004-2007 г.г.

Показатели	2004	2005	2006	2007
Добыча нефти, тыс.тонн	10018	10915	11831	12500
Добыча газа, млн.м3	501	598	652	716
Товарная добыча нефти, тыс.тонн	9713	10624	11471	12099
Товарная добыча газа, млн.м3	451	549	594	660
Фонд скважин, скв.	3000	3083	3140	3195
Среднесписочная численность работников, чел.	25700	26571	27632	29274
Себестоимость нефти, руб/тн.	2251	2376	2515	2625
Себестоимость газа, руб/тыс.м3	608	701	810	899
Цена нефти, руб/тн.	3758	3970	4181	4390
Цена газа, руб/тыс.м3	1025	1179	1351	1492
Капитальные вложения, тыс.руб	22855126	26353238	30283085	33456184
Выручка от реализации нефти и газа, тыс.руб.	36963729	42769651	48762745	54099330

ТЭП – это комплекс показателей, который характеризует всю производственно-хозяйственную и финансовую деятельность предприятия.

Все технико-экономические показатели составляет планово-экономический отдел сроком на один месяц, квартал, год и т.д.

Динамика основных ТЭП исходит из определения базисных и цепных показателей.

Цепные показатели:

Пабсц = Пi – Пi-1 ;

где:Пабсц-абсолютный показатель цепного года, i– текущий,

 i-1– предыдущий годы.    Трц = (Пi/ Пi-1)*100%;     Тпрц = Трц – 100%;

где: Трц- темпы роста цепные, Тпрц- темпы прироста цепные.

Базисные показатели:

Пабсб = Пi – Пб ;

где: Пб –абсолютный показатель базисного года.

   Трб = (Пi/ Пб)*100%;    Тпрб = Трб – 100%;

где:  Трб- темпы роста базисные, Тпрб- темпы прироста базисные.

Пабс – характеризует разницу в натуральном выражении между показателем текущего года и уровнем показателя сравниваемого года.

Тр – темп роста, характеризует, сколько процентов составляет показатель текущего года от уровня показателя сравниваемого года.

Тпр – темп прироста, показывает, на сколько процентов изменился показатель текущего года от уровня показателя сравниваемого года.

Задача раздела: проанализировать ТЭП ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” за период 2004-2007 год цепным и базисным методами, построить графики Трц  и Трб..

Выводы:

Оценивая динамику основных технико-экономических показателей,  выявились основные тенденции к росту и падению.

1) В последнее время добыча нефти увеличивается, но невысокими темпами. Добыча нефти напрямую зависит  от нескольких факторов: ввода новых скважин, фонда скважин, среднесуточного дебита, коэффициента эксплуатации.  Показатель 2007 года (12500 тыс.т.) составил 105,65% от показателя 2006 года (11831 тыс.т). Показатель 2006 года от  показателя 2005 (10915 тыс.т)  составил 108,39%, а показатель 2005 года от 2004 (10018 тыс.т.) составил 108,95%.  По базисным показателям добыча нефти на 2007 год повысилась на 22,99%.

Добыча газа на 2007 год (716 млн.м3) составил 109,81% от показателя 2006 года (652 млн.м3). Показатель 2006 года от 2005 (598 млн.м3) показателя составил 109,03%, а показатель 2005 года от 2004 (501 млн.м3) составил 119,36%. По базисным показателям добыча газа на 2007 год повысилась на 38,2%.

2) Товарная нефть и товарный газ зависит от валовой добычи, количества потерь и нетоварного расхода. Заметно повысился показатель товарной нефти.

3) Действующий фонд: с каждым годом показатель увеличивается,  так, в 2004 году (3000 скв.), в 2007 году (3195 скв.) составил 106,5%, что видно в таблице (1.2.3) базисного показателя. Причинами этого послужили: добуривание скважин, вывод из бездействия, геолого-технические мероприятия с простаивающим фондом.

4) Изменение себестоимости нефти в динамике за 4 года составляет 16,61%, себестоимости газа – 47,86%. В период с 2004 по 2007 года показатели себестоимости увеличиваются.

5) Среднесписочная численность с каждым годом повышается, это показано как в таблицах, так и на графиках. Начиная с 2004 года, когда она составляла 25700 чел. и на 2007 год - 29274 чел. Увеличение произошло на 13,9%.

6) Показатель характеризующий капитальные вложения предприятия в различные сферы деятельности начиная с бурения новых скважин и кончая обустройством самого месторождения изменяется следующим образом: с 2004 года по 2007 год объем капитальных вложений увеличивается с отметки 22855126 тыс. руб. до 33456184 тыс. руб., что составило 46,38 %.

2. Анализ технического развития нефтегазодобывающего предприятия.

2.1.Основные направления инновационной деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности.

Инновационная деятельность предприятия – это любая деятельность, направленная на улучшение работы предприятия в результате которой инноватор получает преимущество перед конкурентом. Для этого предприятие должно непрерывно совершенствовать все сферы своей деятельности, причинами этого является следующее:

-развитие науки и техники;

-рост населения и соответственно рост потребностей;

-конкуренция;

-всеобщее расширенное производство.

В результате инновационной деятельности производятся следующие работы:

-освоение новой и модернизация выпускаемой продукции или услуг;

-внедрение в производство новых машин, оборудования, материалов и видов услуг;

-использование новых технологий и способов производства;

-совершенствование и применение новых методов организации производства и управления предприятия.

К действенным средствам повышения эффективности нефтедобывающего производства относятся различные методы повышения нефтеотдачи пласта – СКО, РИР, обработка растворами ПАВ и др.

Для полнейшего доизвлечения нефти из пластов используют в нагнетательных скважинах двойной осадкообразующий состав (ДОС). Метод обеспечивает увеличение текущей добычи нефти, рост производительности труда, улучшение использования основных фондов, снижение себестоимости, снижение обводнённости продукции скважин, а на этой основе – увеличение объема реализации и прибыли.

2.2.  Двойной осадкообразующий состав (ДОС)

Сущность  применяемых  технологий  выравнивания  профилей  приемистости  заключается   в  перераспределении  нефтенасыщенности  во  вскрытых  прослоях  продуктивного  пласта,  дренируемых  вытесняющими  потоками. Результат  достигается  за  счет  кольматации  промытых  трещиноватых  зон  пласта  и  снижения  в  них  фазовой  проницаемости  по  воде.  При этом  повышаются  фильтрационные  сопротивления  промытых  частей  пласта  и  вовлекаются  в  разработку  не  дренируемые  ранее  нефтенасыщенные  зоны,  содержащие  трудноизвлекаемые  остаточные  запасы  и  запасы  истощенных  залежей.

Комбинация  различных  технологий  позволяет,  в  зависимости  от  поставленной  задачи,  последовательно  охватывать  воздействием  различные  (ближнюю  и  дальнюю)  части  призабойной  зоны  пластов.

Эффективность  применения  технологии ДОС обусловлена  ее  комплексным  воздействием  на  нефтяной  пласт  и  пластовые  флюиды. Состав  закачивается  в  пласт  в  растворенном  виде  периодическими  циклами. Один  из  компонентов  технологии -  сернокислый  алюминий -  при  взаимодействии  с  другим  компонентом  -  хлористым  кальцием  образуется  осадок  в  виде  гипса.  При  этом  снижается  проницаемость  водо-промытых  зон  и  возрастает  фильтрационное  сопротивление  при  движении  закачиваемой  воды.  Последующая  закачка  в  пласт  кальцинированной  соды  локализует  область  пласта,  подверженного  осадкообразованию,  способствует  образованию  дополнительного  осадка  (геля)  -  гидроокиси  алюминия  и  выделению  углекислого  газа,  в  результате    изоляция  водо-промытых  зон  получается  более  эффективной,  а  углекислый  газ  способствует  дополнительному  отмыву  пластовой  нефти.

3. Обоснование экономической эффективности ВПП ДОС в

ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”.

3.1. Анализ влияния ВПП ДОС на технико-экономические показатели предприятия.

ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” планирует на 2007 год провести выравнивание профиля приёмистости в  5 скважино-операций общей стоимостью 590000 рублей. В результате этого ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” за период 2007-2011 год планирует добыть дополнительно 884030 тонн нефти.

1. Увеличение выручки от реализации:

Вреал=Qдоп*Ц

где     Qдоп – дополнительная добыча нефти; Ц – цена одной тонн нефти.

Вреал=884030*4,5=3978135 рублей

2. Увеличение производительности труда:

ПТ=∆Q/Чсп

где  Чсп – среднесписочная численность рабочих, Чсп2007= 3400 чел.

ПТ=884030/3400=260 тонн/чел.

3.2 Расчет ЧТС и ПДН от проведения ВПП ДОС в ОАО “Славнефть-МНГ”.

Расчет экономической эффективности от проведения ВПП сводится к определению следующих показателей:

- Потока денежной наличности (ПДН).

- Чистой текущей стоимости (ЧТС).

- Срока окупаемости проекта (Ток).

- Внутреннюю норму рентабельности (ВНР).

Исходные данные: (таблица 3.2.1.) планируется ВПП в размере 5 скважино-операций, общей стоимостью 590000 рублей. Проект начинается в 2007 году и рассчитывается по 2011 год. Норма доходности капитала (ставка дисконта)-18%.

Таблица 3.2.1.

Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта

Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009	2010	2011
Количество проведения ВПП ДОС	скв	5	-	-	-	-
Стоимость проведения ВПП ДОС	тыс руб	118	-	-	-	-
Общая стоимость	тыс руб	590	-	-	-	-
Цена 1 тн. нефти	тыс руб/тн	4.5	4.5	4.5	4.5	4.5
Себестоимость нефти	тыс руб/тн	2.8	2.8	2.8	2.8	2.8
Дополнительная добыча	тн/сут	486,32	485,5	484,95	484,7	480,53

  1. Дополнительная добыча:

∆Q = ∆q*T*n*Kэкс.

где ∆q – дебит нефти;  Т – дни работы скважин;  n – количество скважин;

Кэкс – коэффициент эксплуатации.

На 2007 год дополнительная добыча рассчитывается помесячно с учетом времени внедрения скважин (таблица 3.2.2.)

Q07 = 177506 тонн.

2. Дополнительная выручка от реализации:

Вр = ∆Q*Ц            где Ц – цена одной тонны нефти.

Вр 07 = 177506*4,5 = 798777 тыс. руб.

3. Текущие затраты:

Зт = Зтдоб + Зтрем + ЗтВПП

где Зтдоб – затраты на дополнительную добычу;

Зтрем – затраты на ремонт (4 % от стоимости ВПП ДОС);

ЗтВПП – стоимость проведения ВПП.

Зтдоб = ∆Q*С*0,42

где С – себестоимость одной тонны нефти;

0,42 – доля условно-переменных затрат;

Зтдоб07 = 177506*2,8*0,42 = 208747 тыс. руб.

Зтрем07 = 590000*0,04 = 23600 руб.

Зт07 = 208747 + 23,6 + 590= 209360 тыс. руб.

4. Налог на прибыль:

Нпр = (Вр – Зт)*SНпр

где SНпр – ставка налога на прибыль. SНпр = 24%.

Нпр07 = (798777 –  209360)*24/100 = 141460 тыс.руб.

5. Поток денежной наличности (ПДН):

ПДН = Вр – Зт - ∑Н            

ПДН07 = 798777 –  209360 – 141460  = 447957 тыс. руб.

6. Накопленный поток денежной наличности (НПДН):

НПДН = ∑ПДНi    НПДН07 = 447957 тыс. руб.

7. Коэффициент дисконтирования:

- это коэффициент, который характеризует обесценивание денежных   средств с учетом инфляции, времени вложения и доходности компании.

В данном расчете учитываем только время вложения капитала и доходность предприятия. Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле:

Кд = 1 / (1 + Sд)t

где Sд – ставка дисконта;  Sд =18%

 ti – время вложения капитала; t = 1…n.

Кд07 = 1 / (1 + 0,18)0 = 1;Кд08 = 0,85; Кд09 = 0,72; Кд10 = 0,61; Кд11 = 0,52;

8. Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН):

ДПДН = ПДН*Кд

ДПДН07 =  447957*1 = 447957 тыс. руб.

9. Чистая текущая стоимость (ЧТС):

ЧТС = ∑ДПДНi   ЧТС07 = 447957 тыс. руб.

Проект окупается в первый год.

							Табл. 1.2.2.
Анализ динамики ТЭП цепным методом
Показатели	2005	2006	2007
	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%
Добыча нефти, тыс.тонн	897	108,95	8,95	916	108,39	8,39	669,00	105,65	5,65
Добыча газа, млн.м3	97	119,36	19,36	54	109,03	9,03	64,00	109,82	9,82
Товарная добыча нефти, тыс.тонн	911	109,38	9,38	847	107,97	7,97	628,00	105,47	5,47
Товарная добыча газа, млн.м3	98	121,73	21,73	45	108,20	8,20	66,00	111,11	11,11
Фонд скважин, скв.	83	102,77	2,77	57	101,85	1,85	55,00	101,75	1,75
Среднесписочная численность работников, чел.	871	103,39	3,39	1061	103,99	3,99	1642,00	105,94	5,94
Себестоимость нефти, руб/тн.	125	105,55	5,55	139	105,85	5,85	110,00	104,37	4,37
Себестоимость газа, руб/тыс.м3	93	115,30	15,30	109	115,55	15,55	89,00	110,99	10,99
Цена нефти, руб/тн.	212	105,64	5,64	211	105,31	5,31	209,00	105,00	5,00
Цена газа, руб/тыс.м3	154	115,02	15,02	172	114,59	14,59	141,00	110,44	10,44
Капитальные вложения, тыс.руб	3498112	115,31	15,31	3929847	114,91	14,91	3173099,00	110,48	10,48
Выручка от реализации нефти и газа, тыс.руб.	5805922	115,71	15,71	5993094	114,01	14,01	5336585,00	110,94	10,94

Рис 1.2.1.Анализ динамики ТЭП цепным методом.

							Табл. 1.2.3.
Анализ динамики ТЭП базисным методом
Показатели	2005	2006	2007
	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%
Добыча нефти	897,00	108,95	8,95	1813,00	118,10	18,10	2482,00	124,78	24,78
Добыча газа	97,00	119,36	19,36	151,00	130,14	30,14	215,00	142,91	42,91
Товарная добыча нефти	911,00	109,38	9,38	1758,00	118,10	18,10	2386,00	124,57	24,57
Товарная добыча газа	98,00	121,73	21,73	143,00	131,71	31,71	209,00	146,34	46,34
Фонд скважин	83,00	102,77	2,77	140,00	104,67	4,67	195,00	106,50	6,50
Среднесписочная чис-сть работников	871,00	103,39	3,39	1932,00	107,52	7,52	3574,00	113,91	13,91
Себестоимость нефти	125,00	105,55	5,55	264,00	111,73	11,73	374,00	116,61	16,61
Себестоимость газа	93,00	115,30	15,30	202,00	133,22	33,22	291,00	147,86	47,86
Цена нефти	212,00	105,64	5,64	423,00	111,26	11,26	632,00	116,82	16,82
Цена газа	154,00	115,02	15,02	326,00	131,80	31,80	467,00	145,56	45,56
Капитальные вложения	3498112,00	115,31	15,31	7427959,00	132,50	32,50	10601058,00	146,38	46,38
Выручка от реализации нефти и газа	5805922,00	115,71	15,71	11799016,00	131,92	31,92	17135601,00	146,36	46,36

Рис1.2.2.Анализ динамики ТЭП базисным методом.

Таблица 3.2.3.

Расчет НПДН и ЧТС
Показатели	Ед.	2007	2007	2009	2010	2011
	изм.
Количество скважин	скв.	5	-	-	-	-
Стоимость проведения ВПП	т.руб	118	-	-	-	-
Общая стоимость ВПП	т.руб	590	-	-	-	-
Цена 1 т. нефти	т.руб	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Себестоимость	т.руб	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8
Дополнительная добыча	тн	177506	177205	177006	176920	175393
Ставка дисконта	т.руб	0,18	0,18	0,18	0,18	0,18
Затраты на допол. добычу	т.руб	372762,6	372130,5	371712,6	371532	368325,3
Затраты на ремонт	т.руб	23,6	23,6	23,6	23,6	23,6
Текущие затраты	т.руб	373376,2	372154,1	371736,2	371555,6	368348,9
Налог на прибыль	т.руб	102096,19	102064,42	101949,79	101900,26	101020,7
ПДН	т.руб	323304,61	323203,98	322841,01	322684,14	319898,9
НПДН	т.руб	323304,61	646508,59	969349,6	1292033,7	1611932,6
Коэффициент дискон-ния		1	0,85	0,72	0,61	0,52
ДПДН	т.руб	323304,61	273901,68	231859,39	196395,53	165000,29
ЧТС	т.руб	323304,61	597206,29	829065,67	1025461,2	1190461,5

13. Определения внутренней нормы рентабельности проекта (ВНРпр).

ЧТСпр=1190461,5 при Нд=18%.

ЧТСпр=1045893,6  при Нд=28%.

Из рис3.2.2. определяем значение ВНРпр=107%.

Рис3.2.2. Внутренняя норма рентабельности проекта.

3.3. Анализ чувствительности проекта к риску.

Обоснование проекта производится на определенный момент времени, в нашем случае на 2009 год с учетом текущих  исходных данных, а именно затраты, цены, налогов и дополнительной добычи.

Для учета возможных изменений показателей при реализации проекта проводят анализ чувствительности проекта к риску, для чего определяются возможные отклонения показателей и рассчитываются показатели с учетом этих отклонений:

•  добыча [- 20%;+30%];
•  текущие затраты [-15%;+20%];
•  налоги [-10%;+10%];
•  цена [-12%;+12%].

После проведения всех расчетов строят диаграмму - “Паук”, по которому делают заключение о чувствительности проекта к риску. Диаграмма – “Паук” представлена на рисунке 3.2.1.

Рис3.2.3.Диаграмма ”Паук”.

Вывод: так как вся область диаграммы лежит в положительной части, то можно говорить о целесообразности проекта, и изменения факторов в заданных интервалах не повлекут убытков.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. ОАО “СН-МНГ” компания нефтегазодобывающей промышленности. ОАО “СН-МНГ” ведет свою деятельность на Вартовской площади.

2. В сфере научно-технического развития ОАО “Славнефть-МНГ” в основном направленно на развитие техники и технологии увеличение нефтеотдачи пластов.

3. В данном проекте был представлен инновационный проект по выравниванию профиля приёмистости с помощью двойного осадкообразующего состава (ДОС) Вартовской площади Мегионского месторождения с общим числом скважино-операций равным 5, общей стоимостью 590 тыс. рублей. Расчеты показали, что после его введения в работу в 2007 году, к концу 2011 года ОАО “ СН-МНГ” планирует добыть дополнительно 884030 тонн нефти. При этом это положительно отразится на технико-экономические показатели: к примеру, производительность труда увеличится и составит 260 тонн/чел. Проведение выравнивания профиля приёмистости с помощью двойного осадкообразующего состава на Вартовской площади в нагнетательных скважинах уже дало эффект, поэтому его планируют применить на всём проблемном нагнетательном фонде и  в нерентабельных скважинах с образовавшимися языками в направлении добывающих скважин.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Технико-экономическая отчетность ОАО «СН-МНГ».

2. Бизнес – план  ОАО «СН-МНГ» на 2007 год.

3. Основные параметры деятельности на 2007 год

4. Мероприятия по добыче нефти на 2007 год

5. Геолого и организационно – технические мероприятия по обеспечению добычи нефти на 2007 год по ОАО «СН-МНГ».

6. Технико – экономические показатели 2007 год.

7. Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов, ред. Максутова Р.А., Москва, 2007г.

8. Пояснительная записка к годовому отчету о производственно – хозяйственной деятельности ОАО «Славнефть-МНГ” за 2007 год.

9. Показатели добычи по Вартовской  площади за 2007 год.

1. 1; План первоочередных мер по реализации Концепции государственной политики в отношении молодой семьи на 2
2. Д И Менделее
3. Московский государственный технологический университет СТАНКИН Кафедра производственного менеджмент
4. Статья- Психографика- факторы, влияющие на поведение потребителей
5. Учет, амортизация и ремонт основных средств
6. Русский моряк АФМожайский - изобретатель первого в мире самолета
7. все это так гармонировало с ее наружностью Она была за туалетом
8. Контрольная работа- Розрахунок роботи автоматичного обладнання
9. Особенности архитектуры древней Греции Ансамбль Афинского Акрополя
10. на тему- Октябрь 1917 года ~ революция или переворот Термин Октябрьская революция появился позже сначала и
11. ТЕМА 3 Современные средства вооруженной борьбы Рассм
12. Внимание и цивилизация
13. Тема- Технология создания и обработки текстовой информации
14. докладе России на II Международном конгрессе ЮНЕСКО
15. Место красит человека
16. варианта ответов ~
17. Висенте Бласко Ибаньес
18. Песнь Асафа. Воистину добр Всесильный к Израилю[1] к тем у кого чистое сердце 2 А я едва не подкосились но
19. Шередарь приглашает волонтеров для проведения очередной реабилитационной смены которая состоится с 9 по 1
20. I Интерфейсы T SCSI- архитектура функциональное назначение характеристики

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе