Организационно-экономическая характеристика деятельности НГДУ "Елховнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

месторождение нефтеотдача затрата

Нефтедобывающая промышленность является основной базовой отраслью страны, от которой во многом зависит благополучие других отраслей материального производства, а также строительства, транспорта и других сфер нематериального производства. Особенностью современной ситуации в нефтегазовом комплексе является переход его в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет перемещения нефтедобычи в новые регионы посредством вовлечения в разработку новых месторождений, то теперь такие шаги лишь частично оказывают влияние на объемы и эффективность добычи нефти. Основные запасы, которые можно использовать, уже открыты и находятся в интенсивной эксплуатации. А освоение иных крупных месторождений, в силу объективных условий, будет растянуто во времени и не скоро принесет отдачу. Поэтому в нефтегазовом комплексе ситуация ныне такова, что во всех звеньях технологической цепи необходимо осуществлять максимально эффективную деятельность.

Как правило, месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, характеризуются снижением добывных возможностей скважин при постоянном росте обводненности продукции, что зачастую приводит к убыточной эксплуатации таких скважин, и, следовательно, к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего предприятия.

В связи с этим, большую актуальность приобретает наиболее точное определение себестоимости добычи нефти по каждой конкретной скважине и правильная оценка мероприятий, направленных на повышение эффективности.

Себестоимость продукции - это не только важнейшая экономическая категория, но и качественный показатель, так как она характеризует уровень использования всех ресурсов (переменного и постоянного капитала), находящихся в распоряжении предприятия.

Следствием увеличения преждевременных ремонтов является преждевременный выход из строя глубиннонасосного оборудования, не отработавшего гарантийный срок по тем или иным причинам, что влечет увеличение затрат на ПРС и себестоимость добычи нефти.

Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого-технических мероприятий. При ремонтных работах скважины не дают продукцию.

Увеличение себестоимости добычи нефти за счет увеличения условно-постоянной части является отрицательным результатом. Поэтому одна из основных задач НГДУ является снижение преждевременных ремонтов, увеличение надежности работы глубиннонасосного оборудования за счет проводимых мероприятий.

Среди всех ресурсов, используемых в процессе деятельности любой организации, исключительное место принадлежит труду. Только труд, как целесообразная деятельность человека, способен создавать прибавочную стоимость и обеспечивать получение финансовых результатов.

В то же время он выступает важным источником удовлетворения потребностей индивида и достаточным мотивообразующим фактором.

Целью написания данного отчета является изучение производственной деятельности НГДУ «Елховнефть».

Для достижения этой цели поставлены следующие задачи:

- рассмотреть цель и задачи производственной деятельности предприятия;

- составить схему, отражающую структуру управления данного предприятия;

- изучить технологию производства, документацию;

- ознакомиться с общими аспектами производственного процесса на предприятии, деятельностью планово-экономического, финансового отделов, отдела инвестиций и бухгалтерии;

- выявить уровень научно-технического прогресса на предприятии, а также использование компьютерных программ в работе предприятия.

- изучить конкретные служебные обязанности экономиста.

В качестве основных источников для написания отчета были использованы пояснительная записка к годовому отчету НГДУ «Елховнефть» за 2012-2013 годы, годовой отчет ОАО «Татнефть» за 2013 год, а также материал и документация, собранные в соответствующих отделах предприятия согласно программе производственной практики. Как дополнительные источники использовались учебники по дисциплине «Экономика предприятия», журналы «Нефть, газ, бизнес», «Экономика и жизнь», газета «Нефтяные вести».

1. Геолого-техническая характеристика НГДУ «Елховнефть»

1.1 Краткая геологическая характеристика месторождений НГДУ «Елховнефть»

Территория деятельности НГДУ «Елховнефть» составляет 2950 км2 и охватывает 6 административных районов (Альметьевский, Лениногорский, Черемшанский, Заинский, Бугульминский, Нижнекамский), в том числе:

? земли 6 лесхозов (Альметьевский, Калейкинский, Лениногорский, Черемшанский, Заинский, Нижнекамский);

? 158 населенных пунктов в пределах 51 сельского поселения;

? 57 землепользователей и землевладельцев.

Нефтегазодобывающее управление «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений:

? уникальное по объему запасов Ново-Елховское месторождение;

? среднее ? Соколкинское;

? мелкие ? Аксаринское, Восточно-Макаровское, Мельнинское, Южно-Мухинское.

На площадях Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов ? от бийского до лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров ,общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами - песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

1.2 Текущее состояние разработки месторождений НГДУ Елховнефть»

НГДУ «Елховнефть» разрабатывает 6 нефтяных месторождений: Ново-Елховское, Соколкинское, Восточно-Макаровское, Аксаринское, Мельнинское, Южно-Мухинское.

За 2012 год по разрабатываемым месторождениям НГДУ добыто 2950,0 тыс.т. нефти при плане 2880 тыс.т. За этот период добыто 13,748 млн. т жидкости. Обводненность добываемой продукции составила 78,5%. В продуктивные пласты закачено 14,695 млн. м3 воды. Среднесуточный дебит нефти одной действующей скважины составил 3,44 т/сут, жидкости -16,04 т/сут.

Способ эксплуатации	среднесуточный дебит за 2012г., т/сут
	по нефти	по жидкости

НГДУ 3,44 16,04

ЭЦН 5,67 87,84

СКН 3,21 8,48

1.3 Характеристика состояния фонда скважин и способов эксплуатации

По состоянию на 1.01.2013г. в пробуренном фонде НГДУ - 5658 скважин, эксплуатационный фонд составил 4247 скважин, в том числе 2794 добывающих и 1453 нагнетательных.

Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице:

	На 1.01.2012 г.	На 1.01.2013 г
Эксплуатационный фонд добывающих скважин	2795	2794
в т.ч.
Действующий фонд	2557	2542
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин	1441	1453
В консервации	181	178
Разведочные	9	9
Контрольные (пьезометрические и наблюдательные)	348	363
Дающие тех.воду	26	25
Другие скважины (экологические, гидрогеологические и т.д.)	98	95
Ожидающие ликвидации	20	13
Ликвидированные	715	728
Всего скважин	5633	5658

Структура действующего фонда добывающих скважин по обводненности продукции существенно не изменилась по сравнению с 2012 годом: 50,7% фонда (в 2012г ? 50,9%) работают с обводненностью до 50%, 49,3% фонда ? с обводненностью 50% и выше.

Наибольший удельный вес в структуре занимают скважины с ШГН - около 90% по годам. В 2013 году скважины с ШНГ составили 2447 ед., а с ЭЦН - 244 ед.

С приростом добычи нефти оптимизировано 212 скважин (174-2012г.)

МРП работы скважин составил 1396сут., МРП по УЭПН составляет 1269 сут. (в 2012г- 1034), по УШГН - 1410 сут. (в 2012 году - 1230сут). По ОАО «Татнефть» МРП составляет 1198 сут., УЭПН -1063 сут., по ШГН 1228 сут.

Самый высокий МРП в ЦДНГ-7 - 1710 суток, самый низкий в ЦДНГ-2 - 1148 суток.

Коэффициент подачи насосов на УШГН составил 0,674; по УЭЦН составил 1,185. Самый высокий коэффициент подачи на УШГН - в ЦДНГ-4 - 0,706, на УЭПН - в ЦДНГ-3 - 1,227;

На 30 сернистых скважинах проведено внедрение центраторов с целью снижения истирания НКТ на искривленных участках.

В целях улучшения работы скважин, оборудованных УШГН:

- для повышения надежности работы штанговых колонн смена параметров работы станков-качалок произведена на 945 скважинах;

- на 19 скважинах произведено внедрение экспериментальных насосов, собранных из отбракованных цилиндров;

- на 1 скважине осложненной отложениями солей внедрен насос с коротким цилиндром;

- на 4 скважинах внедрена опора шаровая полированного штока (ОШПШ-120-40-8).

За 2013 год выполнена программа по внедрению передовых технологий и оборудования в системе добычи и нефтесбора:

- на 21 скважине произведено внедрение однолифтовой установки для одновременно раздельной добычи двух объектов; дополнительная добыча на 01.01.2014г. составила 377,71 тыс. тонн нефти;

- на 15 скважинах, осложнённых образованием водонефтяной эмульсией, произведено внедрение делителей фаз жидкости типа ВУ-11-89;

- на 46 скважинах смонтированы и успешно эксплуатируются цепные приводы типа ПЦ60-3-0,5/2,5. Всего по НГДУ эксплуатируется ПЦ-60 - 166 штук, ПЦ-80 - 6штук;

- на 59 скважинах со стабильно высокими пластовыми давлениями произведено внедрение дифференцированных подвесок;

- на 4 скважинах для предотвращения электрохимической коррозии УЭПН произведено внедрение протекторной защиты.

С целью предотвращения образования солеотложений в ГНО на 18 скважинах произведена закачка ингибиторов солеотложений марок СНПХ-5313,5314 в количестве 8,127 тн.

С целью повышения контроля за работой механизированного фонда скважин снято 26587 динамограмм (2012 - 28444 динамограмм), отбито уровней 26076 шт (2012 - 27440 шт).

С применением ЧРП произведено реанимирование на 142 скважинах, в том числе на 91 скважинах с положительным результатом (64%)). Силами ЦДНГ произведена замена полированных штоков на 21 скважине, задвижек на 226 скважинах, СУСГ на 114 скважинах, обработано реагентом от эмульсии 59 скважин, произведены операции по завороту и перепосадке насоса в замковую опору на 29 скважинах, в том числе на 19 скважинах с положительным результатом (65,5%). С применением БШ произведены реанимации на 27 скважинах, в том числе на 10 скважинах с положительным результатом (37%). Расхаживание штанговой колонны произведено на 28 скважинах, в том числе с положительным результатом на 27 скважинах (96,4%).

1.4 Методы интенсификации и повышения коэффициента нефтеотдачи

В последние годы на объектах разработки НГДУ «Елховнефть» широко проводятся мероприятия по повышению эффективности разработки. Эти мероприятия включают комплекс работ, направленных на дальнейшее совершенствование гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и последующим выбором эффективных технологий по выработке трудноизвлекаемых запасов нефти.Основные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ «Елховнефть»:

? циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков в пласте;

? форсированный отбор жидкости;

? вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти.

В отчетном году под циклической закачкой находилось 627 скважин, за счет метода дополнительно добыто 126,705 тыс. тонн нефти, за счет скважин, освоенных в отчетном году 30 скв. дополнительно добыто 8,969 тыс. тонн нефти. Метод циклической закачки воды доказал свою эффективность, но для его более успешного осуществления существует много проблем. По КНС, закачивающим пресную воду циклирование не производится в зимнее время. Все это не позволяет наиболее полно осуществлять целенаправленное нестационарное заводнение и получить максимальную нефтеотдачу.

Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти заключается в бурении дополнительных скважин для извлечения запасов нефти из застойных и тупиковых зон, из линз, алевролитов, то есть из тех зон пласта, из которых существующей сеткой скважин извлечь нефть не удается. Метод вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти включает в себя два комплекса мероприятий:

1) бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ;

2) геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторов.

1.5 Методы увеличения нефтеотдачи

По месторождениям НГДУ отобрано более 80,20% начальных извлекаемых запасов, поэтому большое внимание уделяется методам увеличения нефтеотдачи пластов. С целью повышения эффективности разработки в НГДУ проводятся мероприятия, направленные на дальнейшее совершенствование гидродинамических (вторичных) и физико-химических (третичных) методов повышения нефтеотдачи пластов.

В 2012 году дополнительная добыча нефти за счет методов ПНП составила 1351,704 тыс. т или 45,93% от всей добычи нефти.

Основные гидродинамические методы ПНП, применяемые в НГДУ:

Нестационарное заводнение с изменением фильтрационных потоков в пластах.

Форсированный отбор жидкости.

Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти:

3.1.Бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ;

3.2. Геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных коллекторов.

При организации нестационарного заводнения, исходя из возможностей технического обеспечения, в НГДУ применяются различные модификации циклического воздействия:

-Нормированная закачка по скважинам, КНС как в объемах, так и во времени. Для этих целей на всех КНС установлены насосы малой производительности.

-Изменение режима эксплуатационных скважин.

-Ограничение закачки воды.

-Активное циклирование групп скважин по КНС, работающих на сточной воде круглогодично, на пресной воде - с мая по ноябрь.

-Регулирование приемистости нагнетательных скважин с использованием штуцеров.

Применение нестационарного заводнения (или циклической закачки) позволяет снизить процент обводненности, стабилизировать добычу нефти. Хотя четко разграничить эффект получения дополнительной добычи нефти именно от циклической закачки на площади сложно, сказывается влияние всех применяемых методов повышения нефтеотдачи, в том числе закачка различных реагентов.

На конец 2013 г под циклической закачкой находилось 542 скважины или 43,95% нагнетательного фонда, в том числе 292 скважин, разрабатывающих девонские горизонты Ново-Елховского месторождения, 250 скважин залежей нижнего карбона Ново-Елховского месторождения.

За счет нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков дополнительно добыто 167,261 тыс. тонн нефти. За счет ввода новых очагов заводнения - 20 скважин, освоенных под нагнетание в отчетном году, дополнительно добыто 12,183 тыс. тонн нефти.

За счет скважин, переведенных на форсированный отбор жидкости в прошлые годы, дополнительно добыто 3,608 тыс. т нефти.

Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти заключается в бурении дополнительных скважин для извлечения запасов нефти из застойных и тупиковых зон, из линз, алевролитов, т.е. из тех зон пласта, из которых существующей сеткой скважин извлечь нефть не удается. Метод вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти включает в себя два комплекса мероприятий:

-бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ;

-геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторов.

1.6 Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений

Текущее состояние разработки месторождения во многом характеризуется стадией его разработки. От понимания на какой стадии разработки находится нефтяное месторождение, зависит выбор применяемых технологий.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии:

Iстадия ? освоение эксплуатационного объекта ? характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают 1:1 вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

IIстадия ? сохранение достигнутого наибольшего годового уровня

добычи нефти, который принято называть максимальным Уровнем добычи

(максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки;

стадия ? падение добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки;

стадия завершает период разработки, характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются следующим образом. Ко II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III стадии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV - в поздний периоды разработки.

В настоящее время месторождения НГДУ «Елховнефть» находятся на поздней стадии разработки.

2. Организационно-экономическая характеристика деятельности НГДУ «Елховнефть»

2.1 Цель создания и функционирования НГДУ «Елховнефть»

НГДУ «Елховнефть» - одно из подразделений ОАО «Татнефть». Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке со всем комплексом работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту использованного оборудования.

НГДУ «Елховнефть» было создано 1 июля 1962 года, как нефтепромысловое управление, которому предстояло вести разработку Ново-Елховского месторождения, расположенного на территории четырех административных районов, причем без скидок на организационный период, технические и технологические трудности.

Нефтяные площади, которые начинали разрабатывать первопроходцы елховской нефти, имели свои особенности. Попытка применить метод законтурного заводнения не дала желаемого результата. Не показал себя и другой метод - метод внутриконтурного заводнения.

Геологи и разработчики НГДУ проведя комплексные исследования, ряд экспериментов, разработали новый метод извлечения нефти - метод избирательного и очагового заводнения. Впервые осуществленный на Ново-Елховском месторождении, он затем нашел широкое применение при разработке новых месторождений страны. Принятый метод позволил повысить уровень нефтеотдачи пластов, увеличить объем добычи нефти.

Быстрому наращиванию добычи нефти способствовало создание в короткие сроки производственной базы. Здесь также появилась главная тенденция развития управления - тенденция на ускорение внедрения новой техники, поиски и выбор прогрессивной технологии добычи нефти, рациональную организацию труда и производства, на развитие творческой инициативы нефтяников.

В Уставе ОАО «Татнефть» и положении о НГДУ «Елховнефть» определены следующие виды его деятельности:

исследования, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

добыча нефти и газа, их переработка и реализация;

строительство объектов производственного назначения и социальной сферы, проектирование, строительно-монтажные, пуско-наладочные, ремонтные работы на всех видах оборудования и инженерных сетях;

дефектоскопия;

подготовка кадров по направлению деятельности предприятия;

содержание и ремонт объектов производственного, социально-культурного и бытового назначения;

благотворительная деятельность;

осуществление других видов производственной, научно-технической, коммерческой и иной деятельности, не запрещенной законодательством и Уставом предприятия.

2.2 Организационная структура НГДУ «Елховнефть», задачи и функции его служб

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

В состав НГДУ входят: ЦДНГ - 1,2,3,4,5,6,7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ЦПРС - 1,2, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2, СОЦ (оздоровительные лагеря «Солнечный» и «Факел», гостиница «Елхов», спортивный комплекс, база отдыха «Дружба», врачебный здравпункт, конно-спортивная школа), аппарат управления.

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, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утвержденным ОАО «Татнефть», исходя из объема, существующих нормативов и условий работы.

Распределение обязанностей между руководителями, специалистами 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, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по капитальному ремонту и строительству скважин, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника управления по социальным вопросам.

Главному инженеру - первому заместителю начальника управления подчиняются: отдел промышленной безопасности и охраны труда, производственный отдел добычи нефти и газа, отдел по поддержанию пластового давления, технический отдел, служба по борьбе с коррозией и охране природы; ЦИТС, служба главного технолога, служба по работе с имуществом, отдел главного механика, отдел главного энергетика, отдел управления персоналом (в части организации труда, аттестации и рационализации рабочих мест, создания новых рабочих мест, аттестации РСС, перетарификации рабочих на основе Единой тарифной сетки, организации конкурсов, подготовки кадров и работы с молодыми специалистами, молодежью), МГС (в части охраны природы), ЦДНГ - 1-7, ЦППД - 1,2, ЦКППН - 1,2, ЕНПУ, ПРЦГНО, УПО, ПРЦЭиЭ - 1,2, ТЭЦ, ЦАП - 1,2 [1].

Схема организационной структуры НГДУ «Елховнефть» приведена в прил.1.

2.3 Динамика основных технико-экономических показателей деятельности НГДУ «Елховнефть» в 2012-2013 гг.

Основные технико-экономические показатели дают полное представление обо всех данных работы на предприятие НГДУ «Елховнефть» приведены в Приложение 3. За 2013г. основные технико-экономические показатели выполнены. Объем добычи составил 2954,1 тыс. тонн нефти, что составляет 102,7 % к плану и 100,1% к прошлому году. Кроме того, выработано 179281 тн. нефтепродуктов, что составило 100,3% к плану.

Среднесуточный дебит нефти одной действующей скважины в 2013 г. по сравнению с 2012 г. снизился на 1,7 % и составил 3,38т/сут.

Себестоимость 1 тн. товарной нефти за 2013 г. составила 7904,4 руб., что составляет 106,6 % по отношению к прошлому году.

В 2012 г. было обеспечено выполнение всех запланированных геолого-технических мероприятий и сокращение простаивающего фонда скважин. Введено 23 новых скважин при плане 19, по ним добыто более 73,3 тыс. тн., что к плану составляет 365,1%. Средний дебит новой скважины 18,6 тонны.

Проведена оптимизация режимов работы на добывающих скважинах, пущены из бездействия 55 неработающих скважин. Продолжились работы по повышению эффективности и надежности системы ППД. Закачено 14274,8 тыс. м 3 воды, в том числе 10125,5 тыс. м 3 сточных вод. Подготовка нефти в отчетном году осуществлялись на 4-х установках ? Кичуйской ТХУ и Акташской ТХУ для девонской нефти, Кичуйской УПВСН и Акташской УПВСН для сернистой нефти. Сдача подготовленной нефти по НГДУ выполнена на 102,2 %.

Среднегодовой фонд действующих нефтяных скважин в 2013 г. вырос с 2514 до 2537 скважин, что составляет 100,9% к уровню прошлого года.

Балансовая прибыль составила в 2013 г. 6121721 тыс. руб., что составляет 84,2% по отношению к прошлому году.

Численность всего в 2013 г. по сравнению с 2012 г. снизилась на 23 чел. и составила 1886 чел. Средняя зарплата в 2013 г. составила 35527 руб. Все обязательства по повышению заработной платы и другие статьи коллективного договора выполнены.

2.4 Производственный процесс на предприятии и его производственная структура

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 [21, c.79].

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 спуско- подъемных операциях, установки рекомендуется спускать на насосно-компрессорных трубах диаметром 60 мм. Рекомендуемая глубина спуска установок 1200-1400 метров.

2.5 Характеристика программы по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования принятой в ОАО «Татнефть» на 2010-2020 г.г., и в НГДУ «Елховнефть» направленной на снижение затрат

В ОАО «Татнефть» за счет совершенствования систем разработки и применения современных методов повышения нефтеотдачи пластов, инновационных техники и технологий за последние 10 лет достигнута стабилизация и рост объемов добычи нефти. Предполагаемый эффект за счет применения современных технологий - ежегодная дополнительная добыча не менее 5100 тыс. тонн нефти. Около 80% применяемых технологий разработаны в «ТатНИПИнефть».

Причины, обусловливающие необходимость инвестиций в стабилизацию добычи нефти, могут быть различны, однако в целом для НГДУ «Елховнефть» их можно подразделить на следующие: обновление имеющейся материально-технической базы и освоение новых видов деятельности, снижение затрат.

В НГДУ «Елховнефть» ежегодно разрабатывается программа мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования, для поддержания режимов работы скважинного оборудования на определенном уровне, прежде всего обеспечение требуемого дебита пластовой жидкости или газа при добыче и определенного расхода при закачке в скважину жидкости или газа. В НГДУ «Елховнефть» ведется целенаправленная работа по выполнению мероприятий Плана внедрения новой техники и передовой технологии ОАО «Татнефть».

В 2013 г. в производство внедрено 17 мероприятий, в том числе разработки института «ТатНИПИнефть» - 12 мероприятий, разработки структурных подразделений ОАО «Татнефть» - 5 мероприятий, в том числе одно мероприятие является разработкой НГДУ «Елховнефть». Экономический эффект за 2013 год по внедренным мероприятиям составил 746 311,7 тыс. руб. рублей, с учётом мероприятий с переходящим эффектом с прошлых лет.

Ежеквартально по мероприятиям выполняли:

- анализ показателей работы внедряемого оборудования и технологий с соответствующим документальным оформлением;

- проверки внедренного оборудования и технологий с выездом на объекты;

- рейтинги среди структурных подразделений.

С целью испытания нового оборудования и технологий, не применявшихся ранее в ОАО «Татнефть» в реальных условиях эксплуатации, в 2013 году проведены экспериментальные работы по 9-ти темам:

Внедрение выпрямителя (разработка НГДУ «ЕН») полированного штока для его ремонта без привлечения бригад ПРС;

Испытание крана углового шарового КУШ-д-50/40х140п с целью снижения потребления эл/энергии при работе установки ЭЦН;

Испытание наружного механического ловителя ПШ для извлечения полированного штока без подъёма колонны НКТ;

Испытание опоры шаровой полированного штока, для предотвращения скручивания канатной подвески;

Внедрение и испытание системы дистанционного регулирования длины хода полированного штока на гидроприводах различных конструкций;

Определение эффективности централизации подбора глубинно-насосного оборудования с применением программного комплекса «Автотехнолог»;

Испытание открытовихревого насоса FAS-NZ-16-29-19 в системе промысловой перекачки ГЗНУ-985 в качестве альтернативы МФН;

Испытание техники и технологии электрофизического контроля состава (обводненности) скважинного продукта;

Испытание геофизического способа определения текущей обводненности продукции скважин, оборудованных УЭЦН.

По всем работам подготовлены отчеты, с отражением полученных результатов, возникших трудностях, подготовлены выводы и рекомендации по дальнейшему применению испытанного оборудования и технологий.

По результатам оценки производственной деятельности в области внедрения НТ и ПТ, рационализаторской и изобретательской деятельности, экспериментальных работ за 1 полугодие 2013 г. НГДУ «Елховнефть» занимает 2-е место. Оценка производится по 12 показателям. В сравнении со 2-м полугодием 2012 года по 8-ми показателям оценка улучшилась, по 3-м ухудшилась, по одному осталась без изменений. По двум показателям за 1 полугодие 2013 года оценка ниже средней по ОАО «Татнефть».

Постоянное совершенствование технических и технологических ноу-хау позволяет НГДУ «Елховнефть» снижать затраты на изучение и разведку запасов нефти, повышать отдачу существующих месторождений, продлять срок эксплуатации. Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование, позволившие значительно повысить межремонтный период работы (МРП) скважин и снизить число часто ремонтируемых скважин.

2.6 Отечественный и зарубежный опыт, обзор мировых тенденций в области мероприятий направленных на увеличение количества добываемой нефти

Мировая практика показывает, что с помощью технологий поддержания пластового давления добывается 30% нефти. В России на долю технологий заводнения приходилось 99% добычи. Эта технология демонстрировала свою максимальную эффективность при добыче высокопродуктивной легкой маловязкой нефти и обеспечивала более высокие, чем среднемировые, темпы развития нефтедобычи в нашей стране. Однако эти результаты были достигнуты за счет эксплуатации самых ценных нефтяных запасов. К настоящему времени их доля значительно снизилась. Это означает, что в стране наступает новый этап добычи российской нефти, характеризующийся возрастанием долей трудноизвлекаемых запасов.

Ухудшение структуры запасов в стране можно компенсировать внедрением в практику нефтедобычи современных инновационных методов увеличения степени извлечения трудноизвлекаемых запасов, прежде всего за счет использования тепловых, газовых, химических, микробиологических технологий нефтедобычи и быстрого наращивания масштаба их применения.

Понимание механизмов снижения вязкости нефтей дает возможность обосновать выбор эффективных интегрированных технологий их извлечения, например, парогазовое воздействие на залежь, высокочастотный электромагнитный разогрев околоскважинной зоны пласта с последующим применением растворителя и другие.

Как известно, абсолютное большинство месторождений нефти в нашей стране эксплуатируется с использованием технологии поддержания пластового давления. При этом обводненность месторождений, то есть количество воды в добываемой продукции, превышает 70%, а на некоторых месторождениях достигает 96-98%. При длительном использовании технологии поддержания пластового давления вода выбирает наиболее проницаемые пропластки, обходя менее проницаемые участки, зоны, линзы, где оказываются как бы законсервированными значительные запасы нефти. Для добычи этой нефти надо направить потоки воды в слабопроницаемые пропластки и зоны.

Учеными Института проблем нефти и газа РАН разработана полимерно-гелевая система «Темпоскрин». Новая технология физико-химического воздействия предназначена для получения дополнительной нефти и снижения обводненности добываемой продукции на месторождениях, эксплуатируемых с применением методов заводнения и вступивших в позднюю стадию разработки с высокой обводненностью добываемой продукции. Эта технология относится к категории использования так называемых умных реагентов. Система избирательно воздействует на высокопроницаемые обводненные пласты и устремляется в пропластки с максимальной скоростью вытесняющей нефть воды, снижая проницаемость этих пропластков, Подобные процессы приводят к уменьшению обводненности добываемой продукции, увеличению объемов добытой нефти и повышению нефтеотдачи продуктивных пластов. Технология испытана на 34 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана.

Среди мероприятий направленных на снижение обводненности добываемой нефти широко используется также закачка полимерных композиций в нефтяные пласты.

В последние годы лидером в области закачки полимеров является Китай. Полимерное заводнение успешно применяется на основных месторождениях КНР, таких как Daqing и Shengli. Применение полимерного заводнения только на этих двух месторождениях позволило получить в 2009 г. около 14 млн. т нефти, получен прирост КИН 14 %.

Двадцатилетний успешный опыт применения полимерного заводнения в Китае показал, что оно может эффективно применяться на месторождениях с обводненностью выше 95 %, давая прирост КИН до 10 %. Установлено, что полимеры с молекулярной массой от 10 до 18 млн. могут применяться в большинстве коллекторов, полимеры с большей молекулярной массой более эффективны в высокопроницаемых пластах, солестойкие полимеры с низкой молекулярной массой ? в низкопроницаемых коллекторах.

Ограничивающие факторы для полимерного заводнения следующие:

высокая стоимость химреагентов;

непроизводственные потери реагентов в породе из-за адсорбции, образования ловушек, реакций с солями и т.д.;

недостаточный контроль за продвижением фронта вытеснения;

значительная скорость сдвига (в призабойной зоне пласта), механическая, термоокислительная и др. виды деструкции;

большое разнообразие механизмов процесса вытеснения, как по площади, так и по разрезу;

часто применяется на слишком поздней стадии заводнения, что в значительной степени снижает эффективность реализации проекта.

3. Анализ финансово-хозяйственной деятельности НГДУ «Елховнефть»

3.1 Состав, структура и эффективность использования основных фондов НГДУ «Елховнефть»

3.1.1 Анализ структуры и состава основных фондов НГДУ «Елховнефть». Характеристика движения основных фондов. Изучение показателей эффективности использования основных фондов

Основные фонды участвуют в процессе производства длительное время, обслуживают большое число производственных циклов и, постепенно изнашиваясь в производственном процессе, частями переносят свою стоимость на изготовляемую продукцию, сохраняя при этом натуральную форму. Эта особенность основных фондов делает необходимым максимально эффективное использование.

Основные фонды в зависимости от назначения и функций в процессе производства подразделяются на следующие виды: здания, сооружения, передаточные устройства, машины и оборудование, транспортные средства, производственный и хозяйственный инвентарь, рабочий скот; многолетние насаждения, капитальные затраты по улучшению земель, прочие основные фонды.

Для анализа движения основных средств рассчитываются показатели по следующим формулам:

1. Коэффициент обновления основных фондов (Кобн):

Кобн = Фвв/Фкон (3.1)

где Фвв ? стоимость вновь введённых основных фондов за определённый период;

Фкон ? стоимость основных фондов на конец того же периода.

2. Коэффициент выбытия основных фондов (Квыб):

Квыб = Фвыб/Фнач (3.2)

где Фвыб ? стоимость выбывших основных фондов за определённый период;

Фнач ? стоимость основных фондов на начало того же периода.

2. Коэффициент прироста основных фондов (Крост) отражает относительное увеличение основных фондов за счёт их обновления:

Крост = (Фвв - Фвыб)/Фкон (3.3)

где Фвв ? стоимость вновь введённых основных фондов за определённый период;

Фвыб ?стоимость выбывших основных фондов за определённый период;

Фкон ? стоимость основных фондов на конец того же периода.

Таблица 3.1

Использование основных производственных фондов

Показатели	Ед. изм.	2012 год	2013 год	Отклонение 2013г. к 2012г.
				(+/-)	%
1	2	4	5	6	7
Стоимость основных производственных фондов	тыс. руб.	17 986 324	20 151 560	2 165 236	112,04
Добыча нефти	тонн	2 950 000	2 954 140	4 140	100,14
Фондоотдача	тонн/тыс. руб.	0,164	0,147	0	89,38
Стоимость самортизированных основных фондов	тыс. руб.	6 183 794	6 604 850	421 056	106,81
Балансовая прибыль	тыс. руб.	7 271 206	5 879 400	-1 391 806	80,86
Валовая продукция	тыс. руб.	29 864 915	29 961 479	96 564	100,32

Таким образом, как видно из таблицы 3.1, среднегодовая стоимость основных фондов в 2013г. увеличилась на 2165236 тыс. руб., что на 12,4% больше, чем в предыдущем году.

Фондоотдача на 1000 руб. основных фондов сократилась на 11% и составила в 2013г. 0,147 т/тыс.руб.

3.1.2 Амортизация. Нормы амортизации и порядок ее начисления

Амортизация ? перенесение по частям (по мере физического износа) стоимости основных фондов на производимый с их помощью продукт (или услуги). Амортизация осуществляется для накопления денежных средств с целью последующего восстановления и воспроизводства основных фондов.

Амортизационные отчисления ? денежное выражение размера амортизации, соответствующего степени износа основных фондов. Они включаются в себестоимость продукции и реализуются при её продаже.

Сумму амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов рассчитывают по формуле:

Аа = На*Фср (3.4)

где Аа ? сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов; На ? норма амортизации, в процентах; Фср ? среднегодовая стоимость основных фондов.

Общий размер амортизационных отчислений на год определяется путём подсчёта сумм амортизации, исчисленных по всем группам основных фондов, без учёта полностью изношенных фондов, относящихся к машинам, оборудованию и транспортным средствам. Сумма начисленной амортизации относится на себестоимость продукции, работ или услуг ежемесячно.

Согласно приказа ОАО «Татнефть», структурные подразделения должны осуществлять учетную политику по ПБУ 1/2008 «Учетная политика организации», утвержденному Приказом Министерства финансов РФ от 06.10.2008 N 106н.

В НГДУ «Елховнефть» принят линейный метод начисления амортизации. При линейном методе сумма амортизации в отношении объекта амортизируемого имущества определяется исходя из первоначальной стоимости или текущей (восстановительной) стоимости объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования данного объекта. При применении линейного метода сумма начисленной за один месяц амортизации, в отношении объекта амортизируемого имущества, определяется как произведение его первоначальной (восстановительной) стоимости и нормы амортизации, определенной для данного объекта.

При применении линейного метода, норма амортизации по каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле:

K = (1/n) x 100% (3.5)

где K - норма амортизации в процентах к первоначальной (восстановительной) стоимости объекта амортизируемого имущества; n - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества, выраженный в месяцах.

3.1.3 Показатели эффективности использования оборудования

Эффективность использования оборудования характеризуется показателями загрузки (экстенсивной и интенсивной), которые отражают степень использования производственных мощностей по времени и объемам выпускаемой продукции, а также интегральный коэффициент.

Коэффициент экстенсивного использования оборудования показывает использование его во времени, определяется по следующей формуле:

(3.7)

где ? коэффициент экстенсивного использования оборудования;

? фактическое время работы оборудования;

? календарный фонд;

Коэффициент интенсивного использования оборудования рассчитывается как отношение фактически выпущенной продукции за определенный период к паспортной или проектной мощности:

(3.8)

где В ? фактически выпущенная продукция;

N - проектная мощность

Интегральный коэффициент - характеризует использование оборудования как по времени, так и по производительности:

(3.9)

где ? коэффициент экстенсивного использования оборудования;

? коэффициент интенсивного использования оборудования.

Коэффициент использования режимного времени определяется отношением вактиченского календарного времени работы оборудования к режимному фонду. Режимный фонд времени определяется умножением количества единиц установленного оборудования на количество рабочих дней отчетного периода и на количество часов ежедневной работы с учетом коэффициента сменности. Сравнение режимного и планового календарных фондов времени позволяет выявить резервы времени за счет сокращения затрат времени на ремонт.

(3.10)

где - фактическое время работы оборудования;

Треж - режимный фонд времени.

Коэффициент загрузки оборудования определяется как отношение затрат станочного времени в станко-часах (рассчитанных по трудоемкости работ, выполняемых на данном оборудовании) к полезному фонду времени работы оборудования при принятом режиме использования (2-х или 3-х сменном). Коэффициент сменности показывает, сколько смен работала в среднем каждая единица оборудования (станок, агрегат, линия) в течение дня, месяца, квартала или года. Коэффициент сменности определяется путем деления количества станко-смен (машино-смен), отработанных во всех сменах, на количество установленных единиц оборудования.

3.2 Оборотные фонды и оборотные средства предприятия и пути повышения эффективности их использования

Оборотными средствами называется постоянно находящиеся в движении совокупность оборотных производственных фондов и фондов обращения. Это означает, что оборотные средства призваны обслуживать как сферу производства, так и сферу обращения. Основное назначение оборотных средств - это обеспечение непрерывности и ритмичности производства.

По своей экономической природе оборотные средства представляют собой денежные средства, вложенные (авансированные) в оборотные производственные фонды и фонды обращения.

Оборотные производственные фонды - это предметы труда, которые полностью потребляются в течение одного производственного цикла и полностью переносят свою стоимость на готовую продукцию.

Цель анализа оборачиваемости - оценить способность предприятия приносить доход путем совершения оборота: Д - Т - Д, т.е. охарактеризовать условия управления оборотным капиталом и оценить их влияние на финансовое состояние предприятия.

1) Коэф. оборачиваемости = (3.11)

2) Длительность оборота = (3.12)

3) Коэффициент закреплённости (Кз, загрузка оборотных средств) = 1 / Коб (3.13)

По материально-вещественному признаку все оборотные средства предприятия делятся на: материальные оборотные средства, дебиторскую задолженность и денежные средства, в число которых включаются краткосрочные финансовые вложения, а также прочие оборотные активы.

Структура оборотных средств по материально-вещественному признаку НГДУ «Елховнефть» приведена в таблице 3.2.

Как видно из таблицы 3.2, наибольший удельный вес в структуре оборотных средств и в 2011г. и в 2012г. занимают внутрихозяйственные расчеты (78,1% и 69,2% соответственно). В 2012г. сумма внутрихозяйственных расчетов уменьшилась на 1905086 тыс. руб., благодаря чему снизилась общая сумма оборотных средств предприятия на 19% (1646466 тыс. руб.) по сравнению с 2012г.

Наибольший удельный вес в структуре оборотных средств и в 2012г. и в 2011г. занимают внутрихозяйственные расчеты (78,1% и 69,2% соответственно). В 2012г. сумма внутрихозяйственных расчетов уменьшилась на 1905086 тыс. руб., благодаря чему снизилась общая сумма оборотных средств предприятия на 19% (1646466 тыс.руб.) по сравнению с 2011г.

Таблица 3.2

Структура оборотных средств НГДУ «Елховнефть»

Показатели	2012 г.	2011 г.	Отклонение, +/-
	Сумма, тыс.руб.	Уд. вес, %	Сумма, тыс.руб.	Уд. вес, %	Сумма, тыс.руб.	Уд. вес, %
Материальные оборотные средства	580313	6,74	945594	13,57	365281	6,83
Дебиторская задолженность	1228013	14,26	1136713	16,31	-91300	2,06
Денежные средства	3254	0,04	2310	0,03	-944	0,00
НДС	73115	0,85	58698	0,84	-14417	-0,01
Прочие оборотные активы	300	0,0035	300	0,0043	0,0	0,0008
Внутрихозяйственные расчеты	6729513	78,12	4824427	69,24	-1905086	-8,88
Общая сумма оборотных средств	8614508	100,00	6968042	100	-1646466	0,00

Уменьшились также следующие составляющие оборотных активов:

- дебиторская задолженность сократилась на 91300 тыс. руб. (7,5%);

- сумма денежных средств уменьшилась на 944 тыс. руб. (29%);

- сумма НДС сократилась на 14417 тыс. руб. (20%).

Увеличение произошло только в сумме материальных средств на 365281 тыс. руб. (63%) по сравнению с 2011г. Удельный вес материальных средств в общей сумме оборотных активов увеличился в два раза и составил в 2012г. 13,6%.

3.3 Организация нормирования труда. Труд и заработная плата и пути повышения эффективности их использования

3.3.1 Основные формы и системы оплаты труда. Анализ использования фонда заработной платы. Пути повышения эффективности использования труда и заработной платы

В НГДУ «Елховнефть» зарплата организована по тарифной системе. Тарифная система состоит из следующих элементов:

? тарифно-квалификационный справочник (перечень характеристик работ и тех требований, которым должен отвечать выполняющий их рабочий);

? тарифная сетка (шкала тарифных разрядов и соответствующих им тарифных коэффициентов);

? тарифная ставка - размер оплаты труда за единицу времени.

(3.14)

Доплаты к тарифному фонду заработной платы включают в себя оплату за выполненную работу, не предусмотренную ТКС (за работу в ночное время, за обучение учеников, за руководство бригадой, за вредность условий работы и т.д.).

Доплаты к часовому фонду заработной платы - это выплаты не за выполненную работу, а за случаи, предусмотренные законодательством к оплате (за выполнение государственных и общественных обязанностей в течение 1 дня, отпуска с разрешения администрации в течение 1 дня, простои по вине предприятия и т.п.).