Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Нефтегазовый комплекс является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны и его состояние самым непосредственным и быстрым образом сказывается на социально-экономическом положении России. Специфика деятельности предприятий нефтегазодобывающей промышленности — разработка недр, технологический процесс добычи одновременно нескольких продуктов, выпуск только готовой продукции при отсутствии незавершенного производства и полуфабрикатов, последовательное осуществление основных производственных процессов — обусловливает существование некоторых особенностей в объектах и методике учета.

В нефтедобывающей промышленности России накоплен огромный потенциал основных фондов, рост которых осуществляется достаточно большими темпами. Большая доля основных фондов приходится на активную их часть: сооружения, машины и т. п., что позволяет сосредоточивать большой объем средств на основных фондах, непосредственно влияющих на выпуск целевой продукции. Относительно высокие коэффициенты обновления свидетельствуют о быстрой, динамичной замене устаревшего оборудования новым, модернизированным. Меры по улучшению использования основных фондов и поднятию эффективности должны занимать высокое место среди задач современной экономики России.

В нефтегазодобывающей промышленности на долю основных фондов приходится 95% всей суммы производственных фондов. Для нефтяной и газовой промышленности характерен высокий удельный вес активной части основных фондов. Так, в добыче нефти и газа он достигает 90%, в бурении — 80%, в трубопроводном транспорте — 94%, в нефтеперерабатывающей промышленности — более 60%. [12, с. 134]

По сравнению с другими отраслями, в том числе и с отраслями топливной промышленности, эффективность капитальных вложений в нефтяной и газовой промышленности выше, так как подавляющая их доля направляется на создание активной части основных фондов, т. е. тех, которые непосредственно заняты выпуском целевой продукции, и только небольшая их часть идет на приобретение других видов основных фондов.

Большой удельный вес основных фондов в составе производственных фондов, а также их высокая стоимость требует постоянного тщательного наблюдения за всеми происходящими изменениями в размерах и составе орудий труда.

Более полное и рациональное использование основных фондов и производственных мощностей предприятия способствует улучшению всех его технико-экономических показателей: росту производительности труда, повышению фондоотдачи, увеличению выпуска продукции, снижению ее себестоимости, экономии капитальных вложений.

В этой связи научно практический поиск путей повышения эффективности использования основных фондов является актуальным.

Объектом исследования дипломной работы является нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Предметом исследования является эффективность использования основных фондов предприятия.

Цель дипломной работы — повышение эффективности использования основных фондов.

Поставленная цель достигается посредством выполнения следующих задач:

— выявить проблемы развития нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сугутнефтегаз»;

— выявить резервы повышения эффективности и интенсивности использования основных производственных фондов;

— выявить факторы, обуславливающие неэффективное использование основных средств;

- разработать мероприятия по повышению эффективности использования основных фондов.

Информационной базой послужили труды отечественных и зарубежных авторов по изучаемой проблеме (Савицкая Г. В., Блинов А. О., Макарова В. И., Астахов В. П., Николаева С. А, Сунгатуллина Р. Н., Тальмина И. И. и другие). При написании дипломной работы были использованы законодательные и нормативные акты, учебные и практические пособия, а так же статьи периодической печати.

Структура работы содержит четыре главы.

В первой главе дается характеристика исследуемого предприятия, производится анализ основных технико-экономических показателей деятельности НГДУ «Лянторнефть».

Во второй главе раскрывает понятие использование основных фондах на предприятии нефтяной и газовой отрасли: их состав и структура, использование и резервы повышения эффективности.

В третьей главе тщательно анализируются основные фонды предприятия: их состав и структура, техническое состояние, показатели эффективности и интенсивности их использования.

В четвертой главе разрабатываются мероприятия по повышению эффективности использования основных средств.

Глава 1. Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и проблемы развития

1.1 Общая характеристика нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сурутнефтегаз»

Нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть» является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз».

Местонахождение: Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район, г. Лянтор, ул. Назаргалеева, 28.

Основной целью деятельности предприятия является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах, производимых им.

Основными видами деятельности являются:

добыча нефти и газа и их подготовка;

обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин;

ремонт и строительство автодорог;

торгово-посредническая деятельность;

устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения;

производство и реализация пара и воды;

производство ремонта и наладочных работ приборов безопасности передвижных паровых установок, грузоподъемных механизмов для подъема людей на высоту;

транспортные услуги и услуги специальной техники;

подготовка и повышение квалификации кадров;

маркетинговая деятельность;

другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

1.2 Характеристика организационно — производственной структуры нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Под организационной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними. Важны показатели, характеризующие организационную структуру предприятия — это число цехов (участков), а внутри них рабочих мест и других подразделений и их удельное значение в производстве.

В нефтедобыче структурной единицей предприятия является цех — это производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции (или ее части) или выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии выделяют основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

Вспомогательное производство представлено ремонтно — прокатным цехом. Основное производство включает процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины (цех поддержания пластового давления), подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа (цех подготовки и перекачки), газокомпрессорный цех, базы производственного обслуживания — она осуществляет прокат механического и электрического оборудования, поддерживает его работу в работоспособном состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства.

В нефтегазодобывающем управлении «Лянторнефть» работают 5071 человек. В Структуру управления входят 27 структурных подразделений, 8 цехов по добыче нефти и газа. В организационную структуру НГДУ входят:

8 цехов добычи и газа;

15 бригад по подземному ремонту скважин;

10 бригад по капительному ремонту скважин;

прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования;

цех подготовки и перекачки нефти;

управление технологическим транспортом;

управление энергохозяйством;

база производственного обслуживания автоматизации;

ремонтно-строительный цех;

цех по ремонту трубопроводов;

цех теплоснабжения;

жилищно-коммунальное хозяйство;

цех научно-исследовательских и производственных работ.

Организационная структура НГДУ «Лянторнефть» представлена в приложении 1.

Тип организационной структуры управления НГДУ «Лянторнефть» — иерархический, так как данная структура характеризуется многоуровневым управлением и незначительным объемом управления на каждом уровне; централизованным принятием решений и четко определенной ответственностью.

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.

Представленная структура свидетельствует, что оперативное руководство деятельностью НГДУ «Лянторнефть» осуществляет начальник, который в пределах своих полномочий:

осуществляет оперативное управление текущей деятельностью НГДУ;

организует производственно-хозяйственную деятельность НГДУ;

совершает хозяйственные и финансовые операции.

Производственная структура предприятия — это состав основных и вспомогательных цехов (или участков при бесцеховой структуре), хозяйств производственного назначения и их производственные связи. Изменение номенклатуры, освоение производством новых видов изделий нередко требует совершенствования производственной структуры. Основные производственные подразделения могут иметь одну из 2-х возможных форм специализации: предметную и технологическую специализации. При предметной специализации цех специализируется на чем-то законченном (изделие, часть изделия). Такие цехи называют предметно-замкнутыми цехами.

Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия эта предпосылка целесообразного разделения труда и его кооперации, роста производительности труда, снижение себестоимости работ по добыче нефти и газа, ускорение производственных процессов, а также является необходимым условием оперативного и качественного управления производством.

В состав НГДУ «Лянторнефть» входят производственные подразделения:

управление технологического транспорта;

управление электросетевого хозяйства;

цеха и службы производственного обеспечения.

В ведении заместителя начальника по геологии находятся следующие отделы:

- отдел разработки месторождений;

отдел повышения нефтеотдачи пластов;

геологический отдел;

ЦНИПР.

В подчинении заместителя начальника по капитальному строительству находятся:

отдел комплектации;

маркшейдерская группа;

отдел экспертизы проектов;

отдел капитального строительства.

Заместитель начальника по экономическим вопросам возглавляет:

отдел заработной платы;

планово-экономический отдел;

отдел имущества.

Главный инженер несет ответственность за производственную деятельность по добыче нефти и газа. В его подчинении находятся:

8 цехов по добыче нефти и газа;

служба промышленной безопасности и охраны труда;

база производственного обслуживания и средств автоматизации;

производственный отдел по добыче нефти и газа;

отдел по прокату и ремонту эксплуатационного оборудования.

В подчинении заместителя начальника по производству находятся:

отдел по ремонту нефтепромысловых объектов;

производственный отдел капительного и текущего ремонта скважин;

трубная база ремонта;

служба бурения.

Заместитель начальника по управлению энергохозяйства возглавляет:

производственно-техническую службу;

производственно-диспетчерскую службу

службу режимов и сбыта.

В задачи управления технологического транспорта входит транспортное обслуживание, текущий и капитальный ремонт, техническое обслуживание транспортных средств, услуги по проведению диагностирования технического состояния подвижного состава.

1.3 Описание применяемой техники и технологии

Извлечение на поверхность скважинной продукции — процесс достаточно трудоемкий и представляет собой сложную производственную систему. Процесс добычи нефти и газа непосредственно начинается с технического проекта разработки месторождения, в котором принимают участие специалисты в области геологии, геофизики, технологии, эксплуатации месторождения, охраны окружающей среды и экономики.

После утверждения технического проекта разработки месторождения переходят к разработке технического проекта строительства скважин, где оговаривается количество вводимых скважин, виды применяемых насосов, установок подготовки нефти и газа. Первоначально извлечение скважинной продукции осуществляется механизированными способами добычи. Для этого используются:

установки электроцентробежных насосов (УЭЦН);

скважинные штанговые насосы (СШН);

штанговые винтовые насосы (ШВН).

Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.

Технический проект строительства скважин предусматривает выполнение работ по следующим этапам:

1) промыслово-геофизические и исследовательские работы;

2) подготовка работ к строительству;

3) применяемое буровое оборудование;

4) технологические условия бурения;

5) перечень скважин, строящихся по данному техническому проекту;

6) обоснование мероприятий по механизации буровых работ.

К техническому проекту прилагается смета затрат, которая состоит из следующих разделов:

1) стоимость подготовительных работ к бурению;

2) стоимость строительства, сборки и разборки вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования;

3) стоимость бурения скважин;

4) стоимость испытания скважин;

5) стоимость необходимого комплекса исследовательских работ;

6) динамика удорожания работ в зимний период;

7) прогноз величины накладных расходов;

8) расчет вероятной величины прибыли бурового предприятия.

Процесс строительства скважин включает:

1) подготовительные работы к строительству скважин;

2) подготовительные работы к строительству скважин;

3) вышкомонтажные работы;

4) подготовительные работы к бурению;

5) бурение;

6) испытание скважин;

7) демонтаж оборудования.

К подготовительным работам относятся:

1) определение на местности точки заложения скважины;

2) подготовка площади для строительства буровой;

3) прокладка водопровода;

4) копка траншеи под фундамент.

Бурение включает в себя следующие этапы:

1) механическое бурение;

2) спускоподъемные операции;

3) крепление ствола скважины;

4) работы по ремонту оборудования.

Все работы выполняются бригадами посменно. Численность бригады от 10 до 20 человек.

В производственном процессе применяется следующее оборудование:

1) буровые вышки;

2) НКТ — представляют собой стальные трубы длиной 8−10 м и диаметром 60, 73, 89 мм. НКТ предназначены:

— для ремонта и проведения технологических операций;

— для исследования скважин;

— для спуска и установки насосного оборудования;

— защищает обсадную колонну от преждевременного износа.

3) фонтанная арматура — предназначена:

— для подвешивания НКТ;

— для ремонта и проведения технологических операций;

— для исследования скважин;

— герметизация устья скважины;

— для отвода скважинной продукции в систему нефтесбора;

— контроль и управление работой скважин.

4) насосы (СШН, ШВН, УЭЦН) (производительность насосов 10−1500 м3 в сутки);

5) передаточные устройства:

— выкидная линия от К28 и К29 (выкидная линия предназначена для провода воды после распределения в блок-гребёнку);

— нефтепровод К11 УПС Е2300;

— нефтесборные сети L- 750 М;

— технологический трубопровод;

6) транспортное обеспечение (транспорт НГДУ «Лянторнефть» числится за УТТ НГДУ «Лянторнефть»);

7) сооружения:

— скважина 4 Т;

— скважина 461К13;

— скважина 5096 К 438;

— сепаратор НГС — 6 — 3000 М²

— сепаратор НГС — 7 — 3000 М²;

Нефтегазосепаратор предназначен для отделения газа от жидкости с целью обеспечения устойчивой работы насоса.

— РВС — 5000 М³ (РВС предназначен для учета и временного хранения нефти в случае аварии);

— дренажная ёмкость К16 И — 5мкц;

— куст 7 — 311−19 грунтовая дорога;

8) машины и оборудование:

— станок-качалка К224. 2378 СКД8;

— ГРМ БТМА К — 223;

— пакер ПТПСКВ 73.42;

— ЗУ «Спутник» БМА К319 (АГЗУ «Спутник» предназначена для сбора скважинной продукции в один коллектор и замера дебета по каждой скважине);

— блок-гребёнка БТ-4−160 (Блок-гребенка предназначена для распределения воды между нагнетательными скважинами);

— терминальный контролер ТК-84 (Терминальный контролер — автоматизированная система управления добычей нефти);

— расходомер НОРД-150 (Расходомер НОРД-150 предназначен для учета расхода жидкости).

9) строительная техника.

Таблица 1.1

Возрастная характеристика основных типов оборудования НГДУ «Лянторнефть»

Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ.

Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.

По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).

После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные — штанговых скважинных насосов. Решающий фактор выбора способа эксплуатации — комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.

Месторождение обустроено и эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки по жидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большими дебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Учитывая, что месторождение уже находится на 3 стадии разработки и обустроено, на последующую стадию также рекомендуется механизированный способ эксплуатации. В то же время нужно иметь в виду, что применение УСШН и УЭЦН приводит к осложнениям особенно в искривленных скважинах. В таких скважинах часто истираются муфтовые соединения штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), возрастает нагрузка на станок-качалку. Значительная длина установки ЭЦН приводит к затрудненному спуску на искривленных участках ствола скважины. За счет этого возникает опасность недопустимой деформации её, а также порчи кабеля. Если установка ЭЦН расположена в зоне искривления, то возможно заклинивание установки.

В настоящее время уже известны новые насосные установки, которые позволяют избежать упомянутых осложнений. К ним относятся установки погружных диафрагменных электронасосов (УЭДН), блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) и установки электровинтовых насосов (ЭВН).

Установки ЭДН возможно спускать в эксплуатационные колонны диаметром не менее 122 мм. Они могут работать в скважинах с пескопроявлением, высокообводненных. Установки ГН предназначены для добычи нефти из наклонно — направленных кустовых скважин диаметром 140, 146, 148 мм. Их особенность заключается в том, что для смены насоса нет необходимости в глушении скважины и в бригаде текущего ремонта. Установки электровинтовых насосов также как и ЭЦН питаются через электрокабель, но длина их короче установок ЭЦН, что является преимуществом, позволяющим избежать осложнений при спуско-подъемах. Установки ЭВН предназначены для откачки вязких нефтей, однако, они показывают хорошую работу и на маловязких нефтях.

Чтобы уменьшить опасность повреждения кабеля при спускоподъемных операциях, установки рекомендуется спускать на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм. Рекомендуемая глубина спуска установок 1200−1400 метров.

В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью УЭЦН (Установка погружных центробежных насосов) — 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов — 12%. Это безусловно благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок.

Добыча скважинной продукции посредством УЭЦН обеспечивает основной объем жидкости. Эксплуатация УЭЦН является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом. Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого — один из самых эффективных путей снижения затрат.

Опыт эксплуатации УЭЦН показывает, что эффективность УЭЦН определяется факторами:

— уровнем технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

— качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

— технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

— эксплуатацией скважин (соответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин, контроль за режимом работы, принятие своевременных мер при изменении режима работы системы «скважина-насос»).

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой частей или целых УЭЦН. Одной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе. Причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации УЭЦН.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии СПО при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

Добыча нефти с помощью ШСНУ (Штанговая скважинная насосная установка) является наиболее освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости не превышает 12%. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м3/сут. В отличие от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН (штанговая глубинная установка), необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются негерметичность НКТ (насосно-компрессорная труба) и засорение узлов насоса отложениями АСПО, и механических примесей.

В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Применение ШВНУ при эксплуатации скважин обусловлено самыми низкими начальными материальными затратами. Данный способ добычи нефти предполагается в скважинах, временно находящихся в добывающем фонде, а также где применение более традиционных способов невозможно в силу ряда обстоятельств. По этим причинам он является второстепенным.

Основными факторами, влияющими на эффективность работы ШВНУ, являются обрывы штанговых колонн, истирания штанг и НКТ, отвороты НКТ при реверсивном вращении. Проблемы повышения надежности ШВНУ кроются в технологически обоснованном подборе скважин, грамотном расчете компоновки подземного оборудования и высокой технологической дисциплине при производстве работ.

Существующая в НГДУ БПО позволяет производить высоко-технологический ремонт глубиннонасосного оборудования (ШГН) и обеспечить 100%-ный выходной контроль качества (ШГН, ШВН).

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является отложение асфальтеносмолистопарафинистых веществ (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

1.4 Анализ технико-экономических показателей нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз» и проблемы развития

Проведем анализ технико-экономических показателей нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз», представленных в таблице 1.1.

Данные таблицы 1.1. свидетельствуют, что в 2010 году добыча нефти возросла по сравнению с 2009 годом на 6,4%. Годовой уровень добычи нефти в 2010 году, по сравнению с 2009 годом, увеличился на 578,636 тыс. тонн.

В течение последних лет, на фоне увеличения объемов добычи жидкости, темпы роста добычи нефти постепенно повышаются, что свидетельствует о снижении степени обводненности скважин.

На рисунках 1.1. и 1.2. представлена динамика добычи нефти и жидкости за последние 3 лет работы НГДУ «Лянторнефть».

Таблица 1.2.

Основные технико-экономические показатели НГДУ «Лянторнефть» за 2008;2010 гг.

Рис. 1.1. Динамика добычи жидкости за 2008;2010 гг.

Рис. 1.2. Динамика добычи нефти за 2008;2010 гг.

Из представленных данных видно, что объем добычи нефти повысился на 6,4% в 2010 году по сравнению с 2009 годом. В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью УЭЦН — 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов — 12%. Это, безусловно, благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок.

Добыча скважинной продукции посредством УЭЦН обеспечивает основной объем жидкости. Эксплуатация УЭЦН является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом. Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого — один из самых эффективных путей снижения затрат.

Опыт эксплуатации УЭЦН показывает, что эффективность УЭЦН определяется факторами:

— уровнем технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

— качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

— технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

— эксплуатацией скважин (соответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин, контроль за режимом работы, принятие своевременных мер при изменении режима работы системы «скважина-насос»).

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой частей или целых УЭЦН. Одной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе. Причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации УЭЦН.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии СПО при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Применение ШВНУ при эксплуатации скважин обусловлено самыми низкими начальными материальными затратами. Данный способ добычи нефти предполагается в скважинах, временно находящихся в добывающем фонде, а также где применение более традиционных способов невозможно в силу ряда обстоятельств. По этим причинам он является второстепенным.

Основными факторами, влияющими на снижение эффективности работы ШВНУ, являются обрывы штанговых колонн, истирания штанг и НКТ, отвороты НКТ при реверсивном вращении. Проблемы повышения надежности ШВНУ кроются в технологически обоснованном подборе скважин, грамотном расчете компоновки подземного оборудования и высокой технологической дисциплине при производстве работ.

Существующая в НГДУ БПО позволяет производить высоко-технологический ремонт глубиннонасосного оборудования (ШГН) и обеспечить 100%-ный выходной контроль качества (ШГН, ШВН).

1.5 SWOTанализ НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Суругнефтегаз» и проблемы его развития Исследование внутренней и внешней среды предприятия позволяет выявить его потенциал и перспективы дальнейшего развития. Оценить информацию о внешней и внутренней среде наиболее наглядно возможно при помощи метода SWOT-анализа.

НГДУ «Лянторнефть» является структурным подразделением ОАО «Сургутнефтегаз», поэтому определить факторы внешней среды представляется возможным только для всего Общества, учитывая специфику нефтегазодобывающей отрасли.

Таблица 1.3

Матрица SWOT-анализа НГДУ «Лянторнефть»

Исходя из выше представленного краткого анализа основных технико-экономические показатели деятельности НГДУ «Лянторнефть», а так же SWOT-анализа можно говорить об удовлетворительном состоянии предприятия, но весьма стабильном, так как наличие негативных факторов является незначительным для появления критической, кризисной ситуации. Проведя аналогию с показателями предыдущих отчетному году годами, можно сделать вывод о положительной тенденции развития предприятия в целом. Добыча нефти с помощью ШСНУ является наиболее освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости не превышает 12%. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м3/сут. В отличие от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН, необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются негерметичность НКТ и засорение узлов насоса отложениями АСПО, и механических примесей.

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является отложение асфальтеносмолистопарафинистых веществ (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

В этой связи нам особое внимание необходимо уделить внимание анализу эффективности использования основных фондов НГДУ «Лянторнефть».

Глава 2. Теоретические аспекты улучшения использования основных фондов нефтегазоперерабатывающих предприятий

2.1 Особенности структуры основных фондов на нефтегазодобывающих предприятиях

В нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части — это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т. д., т. е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ.

В зависимости от участия основных фондов в производственном процессе и их влияния на конечные результаты производства все основные фонды делятся на две групп: [27, с. 96]

— непроизводственные основные фонды;

— промышленно-производственные основные фонды.

Непроизводственные фонды — это та часть основных фондов, которая находится в распоряжении промышленности (отдельных предприятий), но непосредственного участия в производственном процессе не принимает. К ним относятся находящийся на балансе предприятий жилой фонд, клубы, столовые, детские ясли, поликлиники, стадионы, спортивные базы, т. е. все связанное с культурно-бытовым обслуживанием работников предприятия. Эта часть основных фондов оказывает влияние на ход производственного процесса только косвенно: чем лучше культурно-бытовые условия, тем выше производительность труда рабочих. В дальнейшем будут рассматриваться только промышленно-производственные основные фонды и под понятием основные фонды будет подразумеваться только эта часть производственных фондов.

Промышленно-производственные основные фонды непосредственно участвуют в производственном процессе: либо обслуживают его, либо создают благоприятные условия для нормального его протекания. Участие различных видов основных фондов в производственном процессе неодинаково, также неодинаково их воздействие на ход и результаты производства, отсюда различны сроки их жизни, степень изнашиваемости, размеры ежегодных амортизационных отчислений.

В зависимости от натурально-вещественных признаков и функциональной роли в процессе производства основные фонды промышленных предприятий (производственных единиц), в том числе нефтеи газодобывающих управлений и нефтеперерабатывающих заводов, подразделяются на виды (группы и подгруппы): [27, с. 97]

1. Здания, т. е. архитектурно-строительные объекты, у которых основными конструктивными частями являются стены и крыша — производственные корпуса и постройки.

Здания цехов, насосных и компрессорных станций, теплоэнергостанций, трансформаторных подстанций, механических мастерских, котельных, деэмульсационных установок, лабораторий, автозаправочных станций, хранилищ, электростанций, пожарных депо, складов, административно-хозяйственных, культурных будок и др.

2. Сооружения, к которым относятся инженерно-строительные объекты, назначением которых является создание условий для осуществления процесса производства путем выполнения тех или иных технических функций, не связанных с изменением предмета труда.

Эксплуатационные и нагнетательные скважины, нефтяные шахты, контрольные скважины, скважины подземных хранилищ, обвязочные трубопроводы и шлейфы скважин, морские эстакады, отдельно стоящие основания, гидротехнические сооружения, резервуары, газгольдеры, бетонные и земляные амбары, нефтеперекачечные скважины (плавучие и береговые), мерники, трубы, мосты, путепроводы, виадуки, водонапорные башни, отдельные дымовые трубы, платформы и хранилища, очистные сооружения и ловушки, каналы, колодцы, сооружения перевалочных баз, железные и шоссейные дороги (земляное полотно и вернее строение).

3. Передаточные устройства, при помощи которых производится передача электрической, тепловой и механической энергии от машиндвигателей к рабочим машинам, а также передача (транспортировка) жидких и газообразных веществ от одного объекта к другому.

Нефтяные, газовые, продуктовые, водяные, паровые и другие трубопроводы, трансмиссии, воздушные линии электропередачи, подземные кабельные, телефонные и телеграфные линии, радиостанции и др.

4. Машины и оборудование а) силовые машины и оборудование, вырабатывающие энергию или превращающие один вид энергии в другой.

Паровые котлы, генераторы, компрессоры, электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания, трансформаторы, погружные электронасосы, распределительные устройства и др.

б) рабочие машины и оборудование, т. е. орудия труда, при помощи которых осуществляется непосредственное воздействие (механическое, химическое, термическое и т. п.) на предмет труда или его перемещение в процессе создания продукта.

Станки-качалки, эксплуатационные вышки и мачты, тракторные подъемники, компрессоры, насосы, технологические установки, металлорежущие и другие станки и т. п.

в) измерительные и регулирующие приборы и устройства, лабораторное оборудование, если они не являются составной частью какого-либо другого объекта и имеют самостоятельное значение.

Измерительные и регулирующие электрические, пневматические, гидравлические и другие устройства, лабораторно-химические приборы, пульты автоматического управления, средства диспетчерского контроля и др.

г) вычислительная техника — электронные, перфорационные, клавишные и другие вычислительные машины и устройства.

д) прочие машины и оборудование — оборудование АТС, пожарные машины и механические пожарные лестницы и т. п.

5. Транспортные средства, к которым относятся передвижные транспортные средства, предназначенные для перемещения людей или грузов (тепловозы, вагоны, цистерны, автомобили, катера, баржи, автокары, танкеры, тракторы-тягачи, вагонетки и др.), а также магистральные нефтепроводы.

6. Инструмент, к которому относятся орудия ручного труда и прикрепляемые к машинам предметы, служащие для обработки материалов (электродрели, краскопульты, колонковые долота, труборезки, автогенные резаки и т. п.)

7. Производственный инвентарь и принадлежности, т. е. предметы производственного назначения, которые служат для облегчения производственных операций и для охраны труда, а также средства хранения жидких и сыпучих материалов (верстаки, групповые ограждения машин, баки, лари, чаны, кузнечные меха, закрома, кислородные баллоны, железные бочки, светокопировальные рамы и т. п.).

8. Хозяйственный инвентарь, т. е. предметы конторского и хозяйственного назначения (столы, кресла, шкафы, сейфы, пишущие машинки, часы, ковры, портьеры, переносные лестницы и т. п.)

9. Прочие основные фонды.

От каждой из перечисленных групп основных фондов по-разному зависит производственный процесс и его результаты. Наиболее важны из перечисленных групп машины и оборудование, передаточные устройства, а в добыче нефти и газа и сооружения. Их принято называть активной частью основных фондов, так как от их работы непосредственно зависит выпуск целевой продукции.

В активную часть основных фондов включаются: (12, с. 129)

— силовые машины и оборудование — двигатели внутреннего сгорания, дизели, паровые машины, паровые, газовые и гидротурбины, электродвигатели и электрогенераторы и др.;

— рабочие машины и оборудование — буровые установки, станки-качалки, реакторы, регенераторы, печи, колонны, холодильники, конденсаторы, теплообменники, турбобуры, электробуры и т. д.;

— передаточные устройства — трубопроводы, электрои теплосети, трансмиссии, телефонные и телеграфные сети, и прочее;

— средства автоматического регулирования, контроля и управления. От этой группы основных фондов зависит ритмичность производственного процесса, его режим, сокращение простоев оборудования, а отсюда — конечный результат производственной деятельности. В состав этой группы включается только таких видов оборудование, которое имеет самостоятельное значение. Приборы автоматического регулирования или контроля, входящие составной частью в другую машину или аппарат, учитываются в их стоимости. По мере развития автоматизации, телеуправления, телеконтроля эта группа занимает все больший удельный вес в составе основных фондов.

В нефтегазодобывающей промышленности в активную часть основных фондов включается часть сооружений. В других отраслях промышленности сооружения не входят в состав активной части — это мосты, эстакады, резервуары, колодцы, плотины, дамбы, каналы, шоссейные дороги, насыпи, тоннели и т. д., т. е. таких видов основные фонды, которые непосредственно в производственном процессе не участвуют. Однако в нефтегазодобывающей промышленности нефтяные и газовые скважины, относящиеся к сооружениям, как раз та часть основных фондов, которая непосредственно дает целевую продукцию: нефть и газ. Поэтому нефтяные и газовые скважины входят в активную часть основных фондов.

При анализе обеспечения основными фондами или их использования активную часть выделяют особо, ибо от ее величины и удельного веса в общем объеме основных фондов зависит производственная мощность предприятия.

Для нефтяной и газовой промышленности характерен высокий удельный вес активной части основных фондов. Так, в добыче нефти и газа он достигает 90%, в бурении — 80%, в трубопроводном транспорте — 94%, в нефтеперерабатывающей промышленности — более 60%. [12, с. 134]

По сравнению с другими отраслями, в том числе и с отраслями топливной промышленности, эффективность капитальных вложений в нефтяной и газовой промышленности выше, так как подавляющая их доля направляется на создание активной части основных фондов, т. е. тех, которые непосредственно заняты выпуском целевой продукции, и только небольшая их часть идет на приобретение других видов основных фондов.

Большой удельный вес основных фондов в составе производственных фондов, а также их высокая стоимость требует постоянного тщательного наблюдения за всеми происходящими изменениями в размерах и составе орудий труда.

По использованию основные фонды делятся на действующие, запасные и бездействующие (законсервированные), по принадлежности — на собственные и арендованные.

Действующие — основные фонды, находящиеся в эксплуатации (как в работе, так и в ремонте или в простое).

К запасным основным фондам относятся оборудование и транспортные средство, находящиеся в запасе (в резерве на складе) и предназначенные для замены этих видов основных фондов, выбывающих из эксплуатации.

Бездействующими (законсервированными) считаются основные фонды предприятий или отдельных цехов, временное прекращение эксплуатации которых документально оформлено в установленном порядке.

Собственные — это основные фонды, принадлежащие данному предприятию. Арендованными же называются основные фонды, полученные во временное пользование (аренду) от других предприятий (организаций).

Структура производственных основных фондов отражает особенности отрасли промышленности. Совершенно различен состав средств труда в добывающем объединении и на нефтеперерабатывающем заводе. Для первого характерно отраслевое строение добывающей промышленности с высоким удельным весом вскрышных работ, для второго — химическое производство со значительной стоимостью установок и других видов оборудования.

Таблица 2.1

Структура основных фондов (%)

Для нефтяной и газовой отраслей, как и для угольной характерен высокий удельный вес сооружений: они занимают более двух третей в составе основных фондов нефтедобывающей отрасли. При этом скважины составляют примерно 60−70%, рабочие машины и оборудование 8−12%, передаточные устройства около 16%, здания 3%, силовое оборудование 1−2% и транспортные средства 1%. [12, с. 147]

Иное положение в буровых и геолого-поисковых организациях. Здесь наиболее значительно представлено производственное оборудование, главным образом установки, используемые при строительстве скважин. Оно поглощает почти половину стоимости основных фондов. Высок также удельный вес зданий (около 25%), транспортных средств (11−12%), силового оборудования (до 10%).

Газовая промышленность включает разнородные отрасли, и это отражает структура их основных фондов. У промыслов приходится на скважины примерно 60%, газосборные сети 3%, прочие сооружения 6%, передаточные устройства 20%, установки промысловой обработки газа и другое производственное оборудование 7%.

В газопроводном транспорте преобладают магистральные газопроводы (примерно 78%), до 5% принадлежат основным передаточным устройствам, компрессорным агрегатам почти 6%, рабочим машинам и механизмам 2%, компрессорным зданиям 3%, сооружениям 3%. В газобензиновом производстве структура основных фондов отличается значительностью производственного оборудования, а также сооружений и передаточных устройств.

На нефтеперерабатывающих заводах наибольший удельный вес имеют технологические установки и другие виды производственного оборудования.

Производственные основные фонды нефтедобывающей, перерабатывающей и газовой промышленности составляют 7% этих фондов страны, а численность их рабочих по промышленной части менее 1%. Такое соотношение объясняется значительностью капитальных вложений, необходимых для развития нефтяной и газовой промышленности, и относительно высоким размером их основных фондов, приходящихся на 1 рубль продукции, отличающими их от других индустриальных отраслей.

Основные производственные фонды нефтегазодобычи, нефте-газопереработки и системы транспорта и хранения нефти и газа применительно к данной Типовой классификации объединяют средства труда, представленные в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Классификация производственных фондов нефтегазодобычи