Отчет о прохождении производственно - профессиональной практики в НГДУ «Ямашнефть»

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.

По данным ТЭП, представленных в приложении 2,  можно сделать следующие выводы.

Из залежей, разрабатываемых НГДУ, в 2011 году добыто 1620 тыс.т. нефти, что на 24 тыс.т. или  на 1,5 % больше по сравнению с 2009 годом. Среднесуточный дебит по нефти в 2011 году по сравнению с 2009 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:

• 2009 г. – 18 скважин;
• 2010 г. – 39 скважин;
• 2011 г. – 36 скважин;

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

Эксплуатационный  фонд нефтяных скважин увеличивается  в 2010 году на 15 и составляет 1635 скважин, за 2011 год происходит их увеличение всего лишь на 2 и составляет 1637. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин за 2009-2011 годы увеличивается на 8 и составляет на конец 2011 года 403 скважины.

Среднегодовой фонд действующих нефтяных скважин  в 2010 году по сравнению с прошлым  годом увеличился на 21 скважину, а  а 2011 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 2011 года составил 400 скважин.

В 2011 году по сравнению с 2009 годом среднегодовой  эксплуатационный фонд нефтяных скважин  увеличился на 1,1 % и нагнетательных скважин вырос на 2 %. Среднегодовой  действующий фонд нефтяных скважин  в 2011 году по сравнению с 2009 годом  увеличился на 12 скважин или на 0,6 %. Нагнетательный фонд тоже увеличился на 12 скважин или на 3,1 %.

Коэффициент эксплуатации скважин в 2011 году по сравнению  с 2009 годом уменьшился  на 4,2 % и  составил 0,827, хотя если сравнить динамику данного показателя за 2010-2011 гг., он увеличился на 7,4 %, по сравнению с 2010 годом. Коэффициент использования  скважин за 2009-2010 гг. снизился на 10,4 %, а за период 2010-2011 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 2011 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 2011 году по сравнению  с 2010 годом уменьшился на 9,4 % или 0,59 т/сут. и составил 5,65 т/сут. Обводненность добытой жидкости составила 42,08 %, а в 2010 году 43,42%.

Для поддержания  пластового давления в 2010 году закачано в пласты 2113 т.куб.м., что меньше по сравнению с 2009 годом на 0,2 %, а в 2011 закачка уменьшилась на 1,1 %, и составила на конец года 2089,492 т.куб.м.,

В 2011 году межремонтный период работы скважин, оборудованных  ЭЦН, уменьшился на 341 сутки и составил 1020 суток по сравнению с 2009 годом. Межремонтный период работы скважин  в 2011 году, оборудованным ШГН снизился на 166 сутки и составил 1020 суток  по сравнению с 2009 годом. Количество ремонтов скважин год из года снижается. В 2011 году было проведено 551 текущих ремонтов, что на 62 меньше чем в 2009. А капитальный ремонт снизился на 9,8 %, и если в 2009 году НГДУ провело 153 капитальных ремонта, то в 2011 уже 138.

В 2010 году простои скважин по сравнению  с 2009 годом увеличились на 48 %, и  потеряли при этом 55074 тн. нефти, а в на конец 2011 года простои скважин уменьшились на 6,7 % и составили 2518 скв., при этом потери нефти из-за простоев в 2011 составили 46505 тн.

Количество  потерянной нефти из-за порывов в 2010 году составило 184 тн. (за счет 42 порывов), что больше чем в 2009 году (130 тн. нефти на 40 порывов), но уже в 2011 году потерянная нефть составила 109 тн. 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 2010 году произошел значительный рост среднегодовой стоимости основных производственных фондов на 69,3 % по сравнению с 2009 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 2011 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 2010 году она возросла на 10,8 %, то в 2011 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 2010 году по сравнению с 2009 годом численность персонала снизилась на 58 человек, а в 2011 году еще на 10 человек. Среднесписочная численность по НГДУ на конец 2011 года составляет 2085 человек. Из них 72,5 % это промышленно-производственный персонал, а 27,5 % непромышленный 27,5 %.

Производительность  труда в нефтедобыче в 2010 году увеличилась на 6,4 % по сравнению  с 2009 годом, составив 2044 тыс.т./чел. В 2011 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 2009-2011 гг. снизился на 7,04 %, что составило 0,3 чел./скв.

Фонд  оплаты труда имеет тенденцию  к уменьшению. Так, если сравнивать 2011 и 2009 годы, то можно заметить, что  фонд оплаты труда уменьшился на 29632,3  тыс. руб. или 8,3 %. 

Текущие выплаты из прибыли в 2010 году по сравнению  с 2009 годом увеличились на 83 %, и  составили 62846 тыс.руб., а в 2011 года они  увеличились на 17,5 %, и составили 76220 тыс.руб.

Общие затраты  на производство товарной продукции  в 2011 году составили 10592847 тыс.руб., а  в 2009 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 2009-2011 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.

 

 

4.Методические  основы планирования деятельности  предприятия, расчет производственной  программы

 

Планирование  является основной функцией управления производством на предприятии. Планирование – это построение плана способа  будущих действий, определение экономического  содержания и последующих шагов  ведущих к получению цели.

В 2008 году в АО.»Татнефть» введена в действие система трехлетнего сценарного планирования финансово-хозяйственной деятельности.

Сценарное планирование – это метод построения альтернативных вариантов будущего развития внешней среды предприятия, позволяющей руководителям осуществить  анализ и принимать стратегические решения в условиях неопределенности.

Основной  целью сценарного планирования является не столько предсказание будущего, сколько выявление наилучших  решений удовлетворяющих заданным условиям.

Сценарное планирование – это система создания и распределения дополнительных источников за счет благоприятного изменения  ситуации на рынке, роста уровня цен, реализации продукции, снижения цен  на сырье и материалы и цен  на энергоресурсы по отношению к  уровню базового прогноза, а также  оптимизации затрат в случае ухудшения  экономической ситуации.

При последующем  планировании утвержденные ранее прогнозные оценки финансово-хозяйственной деятельности второго и третьего года трехлетнего  периода корректируются в связи  с изменением макроэкономических показателей  и приоритетов развития Компании и становятся основой следующей  трехлетки с ежегодным добавлением  к ним прогнозной оценки следующего третьего года.

 

Рис. 4.1. Схема трехлетнего цикла формирования прогнозов финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Татнефть»

 

Производственная  программа - это план производства и  реализации продукции: по объему, ассортименту и качеству. Разрабатывается в  натуральных единицах, в общепринятых стандартных единицах длинны, веса и объема с учетом отраслевой принадлежности предприятия. Производственная программа  разрабатывается в стоимостном  измерении в показателях валовой, товарной и реализованной продукции.

При расчете  производственной программы исходят  из плана маркетинга, а также из финансовых и трудовых возможностей предприятия.

 Главной  задачей при составлении плана  производства – это подтвердить  расчетами, что производство в  состоянии реально производить  необходимое  кол-во товаров  в нужные сроки и с требуемым  качеством. В плане указывается  состав оборудования, поставщики  сырья, материалов, комплектующих  изделий, условия поставки по  цене, количеству и качеству.

Выполнение  производственной программы НГДУ «Ямашнефть»

 

а) добыча нефти

Добыча  нефти по НГДУ:

план    - 1562000 т

факт    - 1596000 т

доп.добыча   - + 34050 т

 

ЦДНГ-1

План    373400 т

Факт    380877 т  102,0% доп.доб. 7477 т

ЦДНГ-2

План    373400 т

Факт    375800 т  102,5% доп.доб. 9629 т

ЦДНГ-3

Норма отбора  183000 т

Факт    187774 т  102,6% доп.доб. 4774 т

ЦДНГ-4

Норма отбора  307800 т

Факт    313022 т  101,7% доп.доб. 5222 т

ЦДНГ-5

Норма отбора  322000 т

Факт    328898 т  102,1% доп.доб. 6898 т

б) состояние фонда скважин

На 1.01.2010 г. фонд НГДУ составил:

- эксплуатационный  - 1620

- действующий   - 1562

- бездействующий  -     58

- текущий  простой  -     59

- консервированный  -   127

- ликвидированный  -   196

- нагнетательный   -   395

- контрольный   -   242

- поглощающий   -       4

- ожидающий ликвидации -     63

 

За 2009 год  было введено 8 эксплуатационных скважин  при плане 7 с дебитом 5,14 т. Срок обустройства составил 4 суток. Количество порывов  составило 40.

Причины порывности на нефтепроводах распределяются:

- внутренняя  коррозия  -  7

- наружная  коррозия  -        33

- прочие    -  0.

Количество  порывов по ЦДНГ за 2009 год:

  - ЦДНГ-1 – 10 (2008 – 17)

  - ЦДНГ-2 – 11 (2008 – 12)

  - ЦДНГ-3 – 9 (2008 – 8)

  - ЦДНГ-4 – 10 (2008 – 9)

  - ЦДНГ-5 – 0 (2008 – 1).

Геолого-технические  мероприятия за 2009 год выполнены  в полном объеме:

- ввод скважин  в эксплуатацию план      7 факт    8 добыча      7583 т

- ввод скважин  из бездействия план    20 факт  23 добыча    12413 т