Экономическая эффективность влияния внедрения новой техники и технологии на ТЭП НГДУ

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

• охрана недр и окружающей среды;

• изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;

• воздействие на продуктивные пласты;

• восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором – ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем – обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом – ликвидация.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разделить на три основных этапа:

1. подготовительные работы:

2. спускоподъемные операции и собственно ремонт;

3. освоение скважины после ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

Одной из технологий подготовки является глушение скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины нежелательный процесс, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства.

 Более рациональный  способ подготовки скважин к  ремонту по сравнению с глушением  – установка в скважине выше  эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей  или оснащение устья скважины  специальным оборудованием для  производства спускоподъемных операций  под давлением.

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузоподъемного оборудования, включающего вышку с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями.

 

1.2  Анализ основных ТЭП НГДУ

Из залежей, разрабатываемых НГДУ, в 2012 году добыто 1620 тыс.т. нефти, что на 24 тыс.т. или на 1,5 % больше по сравнению с 2010 годом. Среднесуточный дебит по нефти в 2012 году по сравнению с 2010 годом увеличился на 5,5 % или 0,17 т/сут. и составил 3,27 т/сут. Эта тенденция сохраняется за счет внедрения новой техники и технологии, МУН, геолого-технических мероприятий, механизации, автоматизации производства. Сдача нефти за анализируемый период увеличилась на 1,6 %, и в отчетном году составила 1620,39 тыс.т.

В целях поддержания объема добычи нефти каждый год НГДУ «Ямашнефть» вводит новые скважины:

-   2010 г. – 18 скважин;

-   2011 г. – 39 скважин;

-   2012 г. – 36 скважин;

Итого: 93 скважины. Из них 61 нефтяные, 32 нагнетательные.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин увеличивается в 2011 году на 15 и составляет 1635 скважин, за 2012 год происходит их увеличение всего лишь на 2 и составляет 1637. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин за 2010-2012 годы увеличивается на 8 и составляет на конец 2012 года 403 скважины.

Среднегодовой фонд действующих нефтяных скважин в 2011 году по сравнению с прошлым годом увеличился на 21 скважину, а а 2012 году произошел вывод скважин и это отразилось на уменьшении среднегодового действующего фонда на 21 нефтяную скважину и составило 1562 скважины. Среднегодовой фонд действующих нагнетательных скважин за анализируемый период вначале увеличился на 5 скважин, а потом на 7 скважин, соответственно, и на конец 2012 года составил 400 скважин.

В 2012 году по сравнению с 2010 годом среднегодовой  эксплуатационный фонд нефтяных скважин увеличился на 1,1 % и нагнетательных скважин вырос на 2 %. Среднегодовой действующий фонд нефтяных скважин в 2012 году по сравнению с 2010 годом увеличился на 12 скважин или на 0,6 %. Нагнетательный фонд тоже увеличился на 12 скважин или на 3,1 %.

Коэффициент эксплуатации скважин в 2012 году по сравнению с 2010 годом уменьшился  на 4,2 % и составил 0,827, хотя если сравнить динамику данного показателя за 2011-2012 гг., он увеличился на 7,4 %, по сравнению с 2011 годом. Коэффициент использования скважин за 2010-2011 гг. снизился на 10,4 %, а за период 2011-2012 г. увеличился на 8,1 %, и составил 0,863, что говорит о снижении эффективности использовании скважин.   Чем ближе эти коэффициенты к 1, тем больше времени чистой эксплуатации и меньше остановок.

За 2012 год объем добытой нефтяной жидкости составил 2796,741  тыс.т., что меньше к соответствующему периоду прошлого года на 1,9 %или на 54,5 тыс.т. Среднесуточный дебит по жидкости в 2012 году по сравнению с 2011 годом уменьшился на 9,4 % или 0,59 т/сут. и составил 5,65 т/сут. Обводненность добытой жидкости составила 42,08 %, а в 2011 году 43,42%.

Для поддержания пластового давления в 2011 году закачано в пласты 2113т.куб.м., что меньше по сравнению с 2010 годом на 0,2 %, а в 2012 закачка  уменьшилась на 1,1 %, и составила на конец года 2089,492 т.куб.м.,

В 2012 году межремонтный период работы скважин, оборудованных ЭЦН, уменьшился на 341 сутки и составил 1020 суток по сравнению с 2010 годом. Межремонтный период работы скважин в 2012 году, оборудованным ШГН снизился на 166 сутки и составил 1020 суток по сравнению с 2010 годом. Количество ремонтов скважин год из года снижается. В 2012 году было проведено 551 текущих ремонтов, что на 62 меньше чем в 2010. А капитальный ремонт снизился на 9,8 %, и если в 2010 году НГДУ провело 153 капитальных ремонта, то в 2012 уже 138.

В 2011 году простои скважин по сравнению с 2010 годом увеличились на 48 %, и потеряли при этом 55074 т.н. нефти, а на конец 2012 года простои скважин уменьшились на 6,7 % и составили 2518 скв., при этом потери нефти из-за простоев в 2012 составили 46505 т.н.

Количество потерянной нефти из-за порывов в 2011 году составило 184 т.н. (за счет 42 порывов), что больше чем в 2010 году (130 т.н. нефти на 40 порывов), но уже в 2012 году потерянная нефть составила 109 т.н. на 29 порывов. Как видно, НГДУ удалось добиться, как и значительного уменьшения порывов, так и потерь нефти, что говорит о повышении надежности трубопроводов за счет проведенных мероприятий, таких как, замена, модернизация трубопроводов, ингибиторная защита и пр.

В 2011 году произошел значительный рост среднегодовой стоимости основных производственных фондов на 69,3 % по сравнению с 2010 годом, что в абсолютном выражении составило 735694 тыс. руб. Это может быть связано с расширением и модернизацией производства за счет внедрения достижений научно-технического прогресса. А в 2012 году среднегодовая стоимость основных фондов снизилась на 8,2 % и составила 675847,5 тыс.руб. Это могло произойти за счет продажи основных фондов, их переоценки и т.д.

Товарная продукция динамично увеличивается. Если в 2011 году она возросла на 10,8 %, то в 2012 на 30,5 %, и на конец года составила 15702299,7 тыс. руб. Основным фактором повлиявшим на положительную динамику товарной продукции является повышение цены на нефть.

Численность персонала с каждым годом уменьшается. В 2011 году по сравнению с 2010 годом численность персонала снизилась на 58 человек, а в 2012 году еще на 10 человек. Среднесписочная численность по НГДУ на конец 2012 года составляет 2085 человек. Из них 72,5 % это промышленно-производственный персонал, а 27,5 % непромышленный 27,5 %.

Производительность труда в нефтедобыче в 2011 году увеличилась на 6,4 % по сравнению с 2010 годом, составив 2044 тыс.т./чел. В 2012 году производительность труда повышается на 2 % и составляет 2085 тыс.т./чел., за счет снижения численности персонала и увеличения объема добычи нефти. При этом удельный расход численности ППП на 1 скважину действующего фонда за 2010-2012 гг. снизился на 7,04 %, что составило 0,3 чел./скв. Фонд оплаты труда имеет тенденцию к уменьшению. Так, если сравнивать 2012 и 2010 годы, то можно заметить, что фонд оплаты труда уменьшился на 29632,3  тыс. руб. или 8,3 %.  Текущие выплаты из прибыли в 2011 году по сравнению с 2010 годом увеличились на 83 %, и составили 62846 тыс.руб., а в 2012 года они увеличились на 17,5 %, и составили 76220 тыс.руб.

Общие затраты на производство товарной продукции в 2012 году составили 10592847 тыс.руб., а в 2010 году 6203961 тыс.руб. Динамика показала что общие затраты на производство  продукции в отчетном году увеличились на 20 % ,что составляет 4388886 тыс.руб. Это произошло за счет увеличения объема добычи нефти на 1,5  %, а так же за счет увеличения  себестоимости нефти. 

Эксплуатационные затраты в общей сумме за 2010-2012 года увеличились на 839732 тыс.руб, на 12,2 % и 18,7 %, соответственно. На это повлияло увеличение объема добычи нефти, расходы воды, электроэнергии и пр.

Исходя из вышеизложенного, работу НГДУ «Ямашнефть», можно охарактеризовать как стабильную деятельность предприятия в условиях  рыночной экономики.

 

1.3.Организационная структура  НГДУ

 

НГДУ «Ямашнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании положения об НГДУ.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Начальник НГДУ  осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ. Положение о внутренних подразделениях, структурах и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть» и вышестоящими органами, исходя из объема и условий работы. Распределение обязанностей между инженерно-техническими работниками и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

Заместителями начальника управления являются: главный инженер – первый заместитель начальника управления, главный геолог, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по кап.строительству, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника по сервису и главный бухгалтер.

Служба главного геолога:

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

Отдел разработки (ОР) - организует внедрение технологических схем и проектов разработки, осуществляет  методическое руководство технологическими группами цехов добычи нефти, группой разработки ЦНИПР.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

Служба заместителя начальника НГДУ по капитальному строительству:

Отдел капитального строительства (ОКС) – разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, контроль за ходом строительства сооружаемых объектов, координация работ ремонтно-строительного цеха.

Проектно-сметное отдел (ПСО) – разработка проектно-сметной документации для строительства.

Служба первого заместителя начальника НГДУ главного инженера:

ТОДН - технологический отдел по добыче нефти, главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача – обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) осуществляет технологический процесс закачки жидкости в пласт на месторождениях НГДУ. Главная задача – обеспечение бесперебойной закачки технологической жидкости в пласт в соответствии с утверждённым планом.                                   Цех перекачки и подготовки нефти (ЦППН) осуществляет обеспечение бесперебойной перекачки и подготовки кондиционной нефти и сдачи .

Служба заместителя начальника НГДУ по сервису:

ОPC - отдел ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонта, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ОСС- отдел строительства скважин, осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

Цех подземного ремонта скважин (ЦПPC) производит своевременный и качественный ремонт скважин с целью обеспечения их бесперебойной работы, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытывает новые образцы глубинного оборудования в скважинах, осуществляет ремонт и ревизию штанг, насосно-компрессорных труб, штанговых глубинных насосов, электромеханического оборудования.                                                                           Отдел материально-технического снабжения и комплектации оборудования  (ОМТСиКО) обеспечивает подразделения предприятия необходимыми материальными ресурсами и оборудованием.