Анализ хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего управления "Лянторнефть" ОАО "Сургутнефтегаз"

ФОо = ПТ0/ФВо = 3555,18/1286,7 = 2,76 руб.

ФОо1 = ПТ1/ ФВо = 3761,66/1286,7 = 2,92 руб.

ФО1 = ПТ1/ ФВ1 = 3761,66/1413 = 2,66 руб.

Следовательно, на снижение фондоотдачи основных фондов (0,1 рублей) различные факторы оказали влияние в следующих размерах:

1) рост производительности труда работников на 206,56 тыс. руб. увеличил фондоотдачу основных фондов на 0,16 рублей (2,92 - 2,76);

2) увеличение фондовооруженности труда работников на 127,1 тыс.руб. снизил фондоотдачу основных фондов на 0,26 рублей (2,66 - 2,92).

Общее изменение фондоотдачи под влиянием обоих факторов составляет:

?ФО = ?ФОпт + ?ФОфв = 0,16 - 0,26 = -0,1, что еще раз подтверждает правильность расчетов и свидетельствует о снижении фондоотдачи на 0,1 руб.

Так как снижение фондоотдачи вызвано снижением фондоотдачи оборудования, то проведем анализ его использования.

Нефтегазодобывающая промышленность относится к числу фондоемких производств, причем по мере технического прогресса фондоемкость ее повышается. Именно с этим можно связать увеличение темпов роста фондоотдачи.

Для более детального изучения фондоотдачи нефтегазодобывающего предприятия используют анализа, в который изучаются факторы изменения величин данных показателей (рис.3.4.).

Рис. 3.4. Структурно-логическая модель факторного анализа фондоотдачи

Произведем расчет влияния факторов способом абсолютных разниц:

Факторами первого уровня, влияющих на фондоотдачу основных производственных фондов, являются, изменение доли активной части фондов в общей сумме ОПФ, удельного веса действующего оборудования активной части фондов и фондоотдачи действующего оборудования

1. ФО=Уд*Уд*ФО (20)

Таблица 3.7.

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Влияние данных факторов на объем производства продукции устанавливается умножением изменения фондоотдачи ОПФ за счет каждого фактора на фактические среднегодовые остатки ОПФ, а изменение среднегодовой стоимости ОПФ -- на плановый уровень фондоотдачи ОПФ:

Таблица 3.8

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

После этого следует детально изучить факторы изменения фондоотдачи действующего оборудования, для чего можно использовать следующую модель:

ФО= (21)

Факторная модель фондоотдачи оборудования можно расширить, если время работы единицы оборудования представить в виде произведения количества отработанных дней (Д), коэффициента сменности (К) и средней продолжительности смены (П).

Среднегодовая стоимость технологического оборудования равна произведению количества (К) и средней стоимости его единицы():

ФО= (22)

Расчет влияния факторов на прирост фондоотдачи оборудования можно выполнить способом цепной подстановки:

Таблица 3.9

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Для определения первого условного показателя фондоотдачи необходимо вместо плановой взять фактическую среднегодовую стоимость единицы оборудования:

Таблица 3.10

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

В результате изменения стоимости оборудования уровень фондоотдачи увеличился в период с 2008-2009 гг. на 1,73 руб.(3,30-1,57), а в 2009-2010 гг. уменьшился на 0,2 руб. (2,70-2,90).

Далее следует установить, какой была бы фондоотдача при фактической стоимости оборудования и фактическом количестве отработанных дней, но при плановой величине остальных факторов:

Таблица 3.11.

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Снижение фондоотдачи в обоих периодах на 0,37 руб. (2,93-3,30) и на 0,01 руб.(2,60-2,70) соответственно является результатом сверхплановых целодневных простоев оборудования.

Третий условный показатель фондоотдачи рассчитывается при фактической стоимости, фактическом количестве отработанных дней, фактическом коэффициенте сменности и при плановом уровне остальных факторов:

Таблица 3.12

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

За счет уменьшения коэффициента сменности работы оборудования его фондоотдача снизилась за 2008-2009 гг. на 0,15 руб. (2,78-2,93) и за 2009-2010 гг. на 0,1 руб.(2,50-2,60).

При расчете четвертого условного показателя фондоотдачи остается плановым только уровень среднечасовой выработки:

Таблица 3.13

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

В связи с тем, что фактическая продолжительность смены в 2009-2010 гг. ниже плановой на, фондоотдача оборудования уменьшилась на 0,1 руб. (2,40-2,50).

При фактической выработке оборудования фондоотдача составит:

Таблица 3.14

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

Что на 0,80 руб. выше за 2009-2010 гг., чем при плановой выработки (3,20-2,40) .

Чтобы узнать, как эти факторы повлияли на уровень фондоотдачи ОПФ, полученные результаты надо умножить на фактический удельный вес технологического оборудования в общей сумме ОПФ:

Таблица 3.15

Расчет влияния факторов изменения величины фондоотдачи

На рис. 3.5. и 3.6. проиллюстрировано количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов.

Рис. 3.5. Количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов НГДУ «Лянторнефть» за 2008-2009гг.

Рис.3.6. Количественное влияние факторов на изменение фондоотдачи основных производственных фондов НГДУ «Лянторнефть» за 2009-2010гг.

На основании представленных показателей можно установить неиспользованные резервы повышения фондоотдачи основных производственных фондов нефтегазодобывающего предприятия “Лянторнефть” за счет увеличения доли действующего оборудования в активной части фондов, сокращение сверхплановых целодневных и внутрисменных простоев и повышение коэффициента сменности.

В этой связи является актуальным разработка мероприятий по повышению эффективности их использования.

Глава 4. Мероприятия по повышению эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающего управления «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

4.1 Совершенствование очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Трудно переоценить значение эффективного использования основных средств. Решение этой задачи означает увеличение производства необходимой продукции, повышение отдачи созданного производственного потенциала и более полное удовлетворение потребностей населения, улучшение баланса оборудования в стране, снижение себестоимости продукции, рост рентабельности производства, накоплений предприятия.

Улучшение использования основных средств означает также ускорение их оборачиваемости, что в значительной мере способствует решению проблемы сокращения разрыва в сроках физического и морального износа, ускорения темпов обновления основных средств. Успешное функционирование основных средств зависит от того, насколько полно реализуются экстенсивные и интенсивные факторы улучшения их использования[13, стр. 45].

Самым важным показателем использования основных фондов является фондоотдача, так как с увеличением фондоотдачи повышается эффективность использования основных средств.

Опыт механизированной эксплуатации нефтяных скважин показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 дня до 1 месяца, на поверхности насосно-компрессорных труб образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ.

Известны две стадии образования и роста АСПО (асфальто-смолистых парановых отложений).

Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

интенсивное газовыделение;

уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

состав углеводородов в каждой фазе смеси;

соотношение объема фаз;

состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными [14, стр. 85].

Влияние давления на забое и в стволе скважины

В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин [15, стр. 86].

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины

Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:

интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъему жидкости.

Влияние газовыделения.

Лабораторные исследования показывают, что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней.

В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы [16, стр. 95].

Влияние скорости движения газожидкостной смеси

Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низких скоростях потока, формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины.

При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО.

Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.

Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация, как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу.

Существует много различных средств, как для предотвращения отложения АСПО, так и для их удаления с поверхности насосно-компрессорных труб, их можно разделить по принципу воздействия:

тепловые (прогрев горячей жидкостью или паром, нагрев электрическим током оборудования);

механические (механические скребки, устанавливаемые на проволоке или штангах);

химические (добавление химических соединений в нефтеводогазовую смесь);

физические (магнитные активаторы)

В настоящее время метод механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин от парафиновых отложений остается одним из самых эффективных [17, стр. 95].

Эффективность внедрения автоматических лебедок на скважины, представлена в сравнении с существовавшими на них способами проведения работ (ЛС-6 и ручные лебедки).

Таблица 4.1.

Расчет экономического эффекта от совершенствования механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть»

Условный годовой экономический эффект рассчитывается по формуле:

Э = (О2 - С2) * Ч - Е *К; Е = 0,2

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

Экономический эффект на 1 автоматическую лебедку:

Э 1леб = (1 955,3 4 руб. * 61 об.) - (258,89 руб. * 328 об.) - 0,2 * 70 611,11 руб. = 20 237,60 руб.

Условно - годовой экономический эффект на весь объем внедрения за год:

Э = Э 1леб * V = 20 237,60 руб. * 62 скв. = 1 254 731,20 руб.

Затраты на внедрение 1 автоматической лебедки (Звн)

Заработная плата:

Оператор добычи нефти 4 разряда - 1,5 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Слесарь КИПиА 4 разряда - 2,5 час, тариф - 6,04 руб., премия - 60%

Районный коэффициент(РК) - 70%

Северная надбавка (СН)- 50%

ИТОГО:

6,58 руб. * 1,5 час. * 1,7 * 2,2 + 6,04 руб. * 2,5 час. * 1,6 * 2,2 = 90,07 руб.

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес. - 19,54 % к тарифу с учетом РК, СН

Средний процент разовых выплат по ЦАП за 11 мес. - 15,88% к тарифу с учетом РК, СН

6,58 руб. * 1,5час. * 19,54 + 6,04 руб. *2,5 час * 15,88 = 432,65 руб.

Итого заработная плата:

90,07 руб. + 432,56 руб. = 522,72 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

522,72 руб. * 0,18 = 94,09 руб.

ЕСН. :

522,72 руб. * 0,26 = 117,66 руб.

Транспортные расходы:

Для доставки оборудования и персонала требуется УАЗ «Фермер» в

течение - 3 час, пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км (с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

(166,33 руб./час. * 3 час. + 1,58 руб./км * 40 км) * 1,75 = 983,83 руб.

Для монтажа проволоки на автоматическую лебедку , требуется

работа 1 машины ЛС-6 - 2 час.

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

218,89 руб./час. * 2 час. * 1,75 = 766,11 руб.

Материалы:

Кабель КВВГ 4x1 - 80 метров (на 1 автоматическую лебедку) Стоимость 1 м кабеля КВВГ 4x1 - 10,60 руб./м 80 м * 10,60 руб./м = 848,00 руб.

Проволока ГОСТ 7372-79 2-180-В - 1100 метров (на 1 автоматическую лебедку)

Стоимость 1 м проволоки 2-180-В - 0,70 руб./м

1 100 м х 0,70 руб./м = 770,00 руб.

Итого затрат на внедрение 1 автоматической лебедки :

522,72 руб. + 94,09 руб. + 117,66 руб. + 983,83 руб. + 766,11 руб + 848,00 руб. + 770,00 руб. = 4 102,41 руб.

Накладные расходы - 12,39%

Полная себестоимость валовой продукции по НГДУ за 11 мес. - 6 754 657 т.руб.

В т.ч. цеховые и общепроизводственные - 744 728 т.руб.

744 728 / (6 754 657 - 744 728) = 12,39%

Всего затрат на внедрение 1 автоматической лебедки:

4 102,41 * 1,124 = 4 611,11 руб.

Структура затрат на одну обработку при автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть» представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Структура затрат на одну обработку при автоматической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть».

Эксплуатационные затраты на 1 обработку автоматической лебедкой (С)

Количество обработок на 1 скважине за год - 328 обработок (с учетом остановок на ТО и ремонт - КИП не менее 0,9)

Электроэнергия (на 1 обработку)

Мощность электродвигателя лебедки МДС-010 - 0,6 кВт Продолжительность обработки - 2 часа Коэффициент загрузки - 0,8

Тариф за максимальные нагрузки - 368 руб./кВт

Тариф за потребляемую электроэнергию - 0,258 руб./кВтчас

(0,6 кВт * 368 руб. * 12 мес.) / 328 об. + (0,6 кВт * 0,8 * 2 час. * 0,258) = 8,31

Амортизация (на 1 обработку)

1. Балансовая стоимость автоматической лебедки - 66 000 руб. (по данным бухгалтерии на 1.12.2007)

Норма амортизации - 20,0% (по данным бухгалтерии на 1.12.2010)

2. Затраты на внедрение, увеличивающие балансовую стоимость лебедки -

4 611,11 руб.

Всего капитальные вложения - 70 611,11 руб.

(70 611,11 руб. * 0,20) / 328 об. = 43,05 руб.

Затраты на техническое обслуживание (на 1 обработку)

Техническое обслуживание автоматической лебедки производится 12 раз в год силами ЦАП (обслуживание лебедки, станции управления), 26 раз в год силами ЦДНГ (очистка скребка, ревизия сальникового уплотнения, крепления скребка), 2 раза в год замена проволоки силами ЦДНГ Количество обработок в год автоматическими лебедками МДС-010 - 328 об.

Обслуживание ЦАП

1)заработная плата

Слесарь КИПиА 3 разряда, в течении 8 часов, тариф - 5,35 руб.

Текущая премия - 60%

СН-50%, РК-70%

Средний процент разовых выплат по ЦАП - 15,88% к тарифу за 11 мес. 2007 г.

Итого заработная плата

(5,35 руб. * 8час. * 1,6* 2,2 + 5,35 * 8 час. * 15, 88 ) * 12 мес. = 9963,84 руб.

1) Дополнительная заработная плата - 18%

9 963,84 руб. * 0,18 = 1 793,49 руб.

2) ЕСН 26%: 9 963,84 руб. х 0,26 = 2 242,86 руб.

3) Транспортные расходы:

для доставки слесаря требуется УАЗ «Фермер» в течение - 3 часов.,

пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км

(с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2003г.) - 1,75

(166,33 руб./час * 3 час. + 1,58 руб./км * 40 км) * 1,75 * 12 мес. = 11805,96руб.

5) Затраты на текущий и капитальный ремонты (материалы и зап.части) -10% от стоимости автоматической лебедки

66 000 руб. х 0,1 = 6 600 руб.

Итого затрат на тех.обслуживание ЦАП (на 1 обработку)

(9 963,84 руб. + 1 793,49 руб. + 2 242,86 руб. + 11 805,96 руб. + 6 600 руб.) /

328 об. = 98,79 руб.

Обслуживание ЦДНГ - текущее, 26 раз в год

1) Заработная плата

Оператор добычи нефти 4 разряда -1,1 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес - 19,54% к тарифу-с

учетом РК, СН

Итого заработная плата

(6,58 руб. * 1,1 час. * 1,7 * 2,2+ 6,58 * 1,1 час. * 19,54 ) * 26 обсл. =4381,01 руб.

Дополнительная заработная плата - 18% (вкл.ЕСН)
4 381,01 руб. х 0,18 = 788,58 руб.

ЕСН 26 %: 4 381,01 руб. х 0,26 = 986,16 руб.

4) Транспортные расходы:

для доставки оператора требуется УАЗ «Фермер» в течение - 3 часов.,

пробег - 40 км

Тариф за 1 час работы - 166,33 руб./час, тариф за 1 км пробега - 1,58 руб./км

(с 01.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

(166,33 руб./час. х 3 час. + 1,58 руб./км х 40 км) х 1,75 х 26 мес = 25 579,64руб.

Итого затрат на техобслуживание ЦДНГ, текущее (на 1 обработку)

(4 381,01 руб. + 788,58 руб. + 986,16 руб. + 25 579,64 руб.)/ 328 об. = 96,75руб.

Обслуживание ЦДНГ - замена проволоки, 2 раза в год

1) Заработная плата

Оператор добычи нефти 4 разряда - 2 час, тариф - 6,58 руб., премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес. - 19,54% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата

(6,58 руб. х 2 час. х 1,7 х 2,2 + 6,58 х 2 час. х 19,54 ) х 2 обсл. =612,70 руб.

Дополнительная заработная плата - 18% (вкл. ЕСН)
612,70 руб. х 0,18 = 110,28 руб.

ЕСН 26%: 612,70 руб. х 0,2251 = 137,91 руб.

4) Транспортные расходы:

Для монтажа проволоки на автоматическую лебедку, требуется

работа 1 машины ЛС-6 - 2 час.

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1,75

218,89 руб./час. х 2 час. х 1,75 х 2 обсл. = 1532,22 руб.

5) Затраты на материал - проволока, 2 раза в год

Проволока ГОСТ 7372-79 2-180-В - 1 100 метров (на 1 автоматическую

лебедку)

Стоимость 1 м проволоки 2-180-В - 0,70 руб./м

1 100 м х 0,70 руб./м х 2 = 1 540,00 руб.

Итого затрат на техобслуживание ЦДНГ, замена проволоки (на 1

обработку)

(612,70 руб. + 110,28 руб. + 137,91 руб. + 1 532,22 руб. + 1 540,00 руб.) / 328 об. = 11,99 руб.

Всего затрат на техобслуживание (на 1 обработку):

98,79 руб. + 96,75 руб. + 11,99 руб. = 207,53 руб.

Всего эксплуатационных затрат на 1 обработку:

8,31 руб. + 43,05 руб. + 207,53 руб. = 258,89 руб.

3атраты на обработку скважин ручной лебедкой представлены в таблице

Таблица 4.2.

Статьи затрат на обработку скважин ручной лебедкой

Затраты на одну обработку механическим способом представлены на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Структура затрат на одну обработку при механической очистке внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин

3атраты на обработку скважин ручной лебедкой

Заработная плата (на 1 обработку)

Работа оператора добычи нефти 4 разряда - 3,5 час.

Тариф - 6,58 руб. (на 1.07.2007)

Премия - 70%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ЦДНГ за 11 мес.2007г - 19,54% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата:

6,58 руб. х 3,5 час. х 1,7 х 2,2 + 6,58 х 3,5 час. х 19,54 = 548,44 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

548,44 руб. х 0,18 = 98,72 руб.

ЕСН 26%: 548,44 руб. х 0,26 = 123,45 руб.

Транспортные расходы (на 1 обработку):

На 1 обработку требуется работа 1 машины ЛС-6 -3,5 час. (доставка оператора + работа СПТ)

Тариф - 218,89 руб./час. (тариф с 1.01.2007г.)

Коэффициент корректировки до себестоимости БУТТ (за 11 мес.2007г.) - 1

218,89 руб./час. х 3,5 час. х 1,75 =1 340,70 руб.

Итого затрат на одну обработку ЛС-6:

31 = 548,44 руб. + 98,72 руб. + 123,45 руб. + 1340,70 руб. = 2 111,31 руб.

Затраты на изготовление (32) (в ПРЦЭО)

Одного утяжеленного скребка-пробойника хватает на проведение 200 обработок

Заработная плата (на изготовление 1 скребка-пробойника)

Токарь 3 разряда - 0,33 час, тариф - 5,11 руб./час.

Электрогазосварщик 5 разряда - 0,12 час, тариф - 6,57 руб./час.

Премия - 60%

Районный коэффициент - 70%

Северная надбавка - 50%

Средний процент разовых выплат по ПРЦЭО за 11 мес.2007г. - 17,69% к тарифу с учетом РК, СН

Итого заработная плата:

(5,11 х 0,33 + 6,57 х 0,12 + 5,72 х 1,1) х 1,6 х 2,2 + (5,11 х 0,33 + 6,57 х 0,12 +5,72 х 1,1) х 17,69 = 185,94 руб.

Дополнительная заработная плата - 18%:

185,94 руб. х 0,18 = 33,47 руб.

ЕСН 26%: 185,94 руб. х 0,26 =41,85 руб.

Материалы:

В качестве наконечника используется устройство удаления АСПО из НКТ, стоимость 3450,57 руб.

Кроме, того для изготовления скребка-пробойника используется:

НКТ 1,5" (лом) - 1,2м (вес НКТ 1,5" - 4,6 кг/м), стоимость - 0,83 руб./кг

Лом свинца - 10,23 кг, стоимость - 6,6 руб./кг

3 450,57 руб. + 1,2м х 4,6 кг/м х 0,83 руб./кг + 10,23 кг х 6,6 руб./кг = 3 522,67 руб.

Накладные расходы на материалы (затраты на транспорт) - 30%

3 522,67x1,3 = 4 579,47 руб.

Накладные расходы, связанные с работой оборудования при изготовлении скребка-пробойника (амортизация, электроэнергия и т.п.) -20%

4 579,47 руб. х 0,2 = 915,89 руб.

Накладные расходы - 17,2%

Цеховые ПРЦЭО за 11 мес. - 14 847 757 руб. Всего затрат цеха - 101 115 803 руб. 1 484 775/(101 115 803-14 847 757) = 0,1721

Всего затрат на изготовление скребка-пробойника:

(185,94 + 33,74 + 41,85 + 4579,47 + 915,89) руб. х 1,172 = 6 746,77 руб.

т.к. один скребко-пробойник используется на 200 обработках, то затраты на 1 обработку составят:

32 = 6 746,77 руб. / 200 обр. = 33,73 руб.

Затраты на обработку (эксплуатационные затраты) Зл - 2 111,31 руб.

Итого затрат на 1 обработку:

3 = 31 + 32 = 2 111,31 руб. + 33,73 руб. = 2 145,04 руб.

В целом применение автоматической очистки целесообразно на следующих категориях скважин:

· скважины удалены на значительное расстояние от баз обслуживания производства

· в определенной период времени года доступ на скважину ограничен отсутствием дороги

· Скважины с межочистным периодом менее 8 суток

При использовании автоматических лебедок - оператор задействован только на профилактических работах максимальный охват скважин одним оператором добычи нефти при обработках лебедками составляет -69 скважин.

За счет внедрения автоматической чистки удалось исключить факт естественного штуцирования УЭЦН из-за накопления АСПО на скважинах в период между обработками.

По всем скважинам НГДУ «Лянторнефть», где установлена автоматическая лебедка удалось исключить потери в добычи нефти в год по 62 скважинам, в количестве - 16 926 тонн.

Экономическая эффективность внедрения представлена в таблице:

Таблица 4.3.

Экономическая эффективность от совершенствования механической очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин в НГДУ «Лянторнефть»

Сравнительная характеристика показателей ручного и автоматического методов очистки внутренней поверхности подъемного лифта нефтяных скважин представлена на рис. 4.3- 4.5.

Рис. 4.3. Изменение межочистного периода до и после совершенствования технологии очистки.

Рис. 4.4. Изменение среднего количества обработок до и после совершенствования технологии очистки.

Рис. 4.5. Изменение стоимости одного часа обработки до и после совершенствования технологии очистки.

Технические решения, осуществленные при внедрении автоматических лебедок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» позволяют получить экономическую эффективность от совершенствования очистки на 1 скважине на 20 237,60 руб.

4.2 Совершенствование системы технического обслуживания и планового ремонта оборудования

С целью более эффективного использования рабочего времени оборудования, что, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов, необходимо совершенствовать систему технического обслуживания и планового ремонта оборудования.

В 2010 году на объектах добычи и подготовки нефти НГДУ “Лянторнефть” случаев остановки технологического оборудования, установок, приведших к нарушению или остановке технологических процессов из-за некачественного или несвоевременного ремонта оборудования, не произошло. Однако случаи длительного простоя оборудования в ремонте происходили. Основные причины простоя в ремонте: отсутствие запчастей, т.е. неслаженная работа отдела материально-технического снабжения; некачественная диагностика причины отказа. Так же одной из главных проблем является высокая степень износа оборудования и постоянно прогрессирующая динамика его старения (Рис.4.6.)

Рис.4.6. Причины в простои оборудования в НГДУ “Лянторнефть” ОАО ”Сургутнефтегаз”

Нарастание объема износа и отсутствие возможности восстановления оборудования вводит нефтегазодобывающее предприятие в зону повышенного риска, технологических отказов и аварий [18,стр.105]. В ситуации существенного износа оборудования резко уменьшается эффективность существующей системы планирования производства и обновления, технического обслуживания и ремонта (ТОР) производственного оборудования. Применяемые на сегодняшний день методики планирования ТОР были созданы достаточно давно и не учитывают многих системных аспектов, что отдаляет реальные результаты от запланированных и приводит к снижению эффективности процессов планирования на разных уровнях.

Сложившаяся система ТОР предусматривает проведение планово-предупредительных ремонтов (ППР), что не всегда является оптимальным мероприятием. Отключение для профилактики и плановых ремонтов исправного оборудования приводит к неоправданным затратам. В промежутке между ППР не выявляются скрытые и развивающиеся дефекты, приводящие к необходимости проведения более дорогих и продолжительных аварийных ремонтов.

Безусловно, для нефтегазодобывающего оборудования на сегодняшний день более рациональной является система технического обслуживания и ремонтов по состоянию (ТОРС), представляющая собой плановый вид ремонта, срок и необходимый объем работ, которого определяется функцией выявленных дефектов. Однако для организации такого обслуживания необходимы средства, позволяющие оценить состояние объекта на данный момент, проследить изменение состояния в последнее время и спрогнозировать его возможность функционирования на ближайшее будущее. Переход на систему ТОРС связан с использованием новых диагностических параметров, новых методик для их получения и последующего анализа, что позволит не только повысить эффективность работы нефтегазодобывающего предприятия, но и оптимизировать материально-техническое снабжение (МТС) необходимыми деталями и узлами, что позволит более эффективно использования рабочее временя оборудования, и, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов[19,стр.47].

Целью ТОРС является обеспечение надежности производственного процесса и снижение эксплуатационных расходов, при этом назначают необходимые работы в зависимости от фактического технического состояния конкретного объекта и предполагаемого изменения его состояния в процессе эксплуатации, и как вследствие более эффективное использование рабочего времени оборудования, что, безусловно, повлияет на рост фондоотдачи основных фондов.

Основными источниками проблем в организации МТС, обеспечивающего этот процесс, являются:

1. отсутствие квартальных и годовых прогнозов о состоянии оборудования и необходимости видов и объемов восстановительных работ,

2. неопределенность нормирования ремонтов;

3. необоснованность объемов заявок на материалы и запчасти.

Процесс планирования МТС находится под влиянием ряда факторов, которые необходимо также учитывать, причем часть из них связана непосредственно с производством, а остальные являются внешними по отношению к нему. Таким образом, целевая задача является задачей краткосрочного планирования с оптимизацией принятия управленческих решений в условиях неопределенности и неполноты информации.

На начальных стадиях внедрения ТОРС, когда определяется фактическое состояние оборудования, многие планируемые текущие и капитальные ремонты отодвигаются на далекую перспективу, замещаясь более легкими видами обслуживания, не требующими существенных материально-технических затрат. Но при выявлении скоро надвигающихся значительных неисправностей требуется быстрая адекватная реакция на проведение существенных ремонтно-восстановительных работ и больших материально-технических затрат. Отсутствие необходимых материалов и затягивание сроков ремонтно-восстановительных работ может усугубить ситуацию и привести к несоизмеримым материальным потерям в результате каскадного развития аварий [20,стр.76].

Рассмотрим факторы (рис. 4.7), влияющие как на МТС ТОРС, так и на процесс появления внутренних возмущающих воздействий и приходящих извне на примере НГДУ ”Лянторнефть”.

Рис 4.7. Структура взаимодействия факторов планирования МТС ТОРС.

Современный нефтегазодобывающий комплекс - это высокомеханизированные предприятия, оснащенные большим числом сложных установок, машин и механизмов, составляющих в совокупности непрерывно работающие технологические линии. Все оборудование связано между собой определенными технологическими зависимостями и предназначено для добычи и транспортировки нефти и газ и сопутствующих продуктов в едином технологическом процессе.

Соответствующая система ТОРС тактика управления запасами предполагает руководствоваться принципом «точно вовремя». Формирование запасов «точно вовремя» предусматривает наличие минимальных объемов запасов, необходимых для функционирования производящей системы. Точное количество единиц оборудования прибывают в тот момент, когда они нужны, в момент возникновения потребности в них, что снижает потери времени опираясь на синхронизацию операций и небольшие дополнительные запасы.

Дополнительные запасы для ремонта оборудования существуют потому, что время и необходимость в ремонте оборудования точно неизвестны. Некоторые запасы на ремонт являются функцией планирования ремонтов, остальные потребности в ремонтных запасах должны прогнозироваться. Еще один из путей достичь небольших размеров заделов - это перемещать материальный поток через ремонтный цех только тогда, когда в этом есть производственная необходимость. Планирование предлагается осуществлять в рамках ограничений, выделяя как технические, так и экономические факторы.

Стадия жизненного цикла производственной единицы играет важную роль при планировании МТС, т.к. напрямую затрагивает экономические интересы предприятия, эксплуатирующего данное оборудование, через изменение рыночной стоимости запасных частей и реновации. Данный показатель можно учесть в системе принятия решений приближенно, на основе субъективных мнений экспертов о текущей стоимости и изменении ее в ближайшем будущем. Представление о намечающейся тенденции изменения получается путем графической экстраполяции. Интегральный коэффициент использования характеризует уровень использования оборудования, как во времени, так и по мощности, который рассчитывается достаточно точно как произведение коэффициентов интенсивного и экстенсивного использования, затем для учета показателя в системе нечеткого вывода он формализуется нечетким числом

Рис. 4.8. Вероятность отказов производственного оборудования в различные периоды эксплуатации.

Уровень качества последнего ремонта - фактор, влияющий на величины межремонтных периодов, представляется зигзагообразной кривой, проходящей через дискретные значения уровней после каждого вида ТОР. В случае нечеткого вывода используются качественные лингвистические экспертные оценки.

Возможность отказа. При увеличении уровня фактора растет спрос на ремонтную услугу. Выраженное нечетким числом значение фактора используется при распределении затрат на МТС с учетом субъективного оставшегося срока эксплуатации агрегата, т.к. считающаяся объективной прогнозная оценка остаточного ресурса, определяемая вероятностными методами, не отражает индивидуальных эксплуатационных особенностей оборудования. Основываясь на теории старения машин можно полагать, что при вводе технологического агрегата в эксплуатацию его годность значительно снижается, для оценки возможности отказа экспертными методами полезна «кривая жизни» энергооборудования. Очевидно, что возможность отказа, определяемую как верхнюю границу вероятности можно представить аналогичной нечеткой зависимостью. В условиях неопределенности возможность отказа может возникнуть в любой из периодов, поэтому проводится разграниченный учет возможности отказа и периода эксплуатации [19,стр.47].

Период эксплуатации. Согласно «кривой жизни» выделяются четыре периода с различными возможностями отказа.

Физический износ увеличивает возможность отказа, и спрос на ремонтную услугу возникает намного раньше. Изменение данного фактора во времени представим линейно возрастающей функцией.

Степень вредного воздействия окружающей производственной среды также влияет на возможность отказа и в некоторых случаях сокращает время до возникновения спроса на ремонтную услугу даже в большей степени, чем предыдущий фактор, т.к. могут возникать трудно предсказуемые воздействия, сразу приводящие к отказам. Данный показатель представляется нечеткой функцией лингвистической переменной.

Степень влияния естественных компонентов производственной среды, воздействующих продолжительное время, постепенно увеличивая физический износ деталей оборудования, например, присутствие, химически активных сред, повышенная влажность и т.п. Вдоль временной шкалы аппроксимируем прямой линией.

Опасность спонтанного воздействия внешней среды, например, механическое воздействие на оборудование при разрушении окружающих технических объектов, заклинивание при попадании крупных твердых частиц на вращающиеся части агрегатов и др. с нарушением нормального функционирования технических объектов. Качество эксплуатации (воздействие этого фактора обусловлено «человеческим фактором» оперативного персонала) и свойства материала в системе нечеткого вывода величины поправок учитываем изменением диапазона коэффициентов нечеткости.

Используя нечеткую формализацию неопределенных факторов, а также, обрабатывая формализованную информацию в системах поддержки принятия решений, на основе предлагаемого алгоритма (рис. 4.9) становится возможным гибкое планирование МТС ремонтного хозяйства, перешедшего на систему ТОРС[20,стр.147].

Рис.4.9. Структурная схема процесса планирования МТС ТОРС с использованием автоматизированной информационной поддержки.

Количество отказов станков - качалок в 2010 году составило 42 отказа против 23 в 2009 году.

В этой связи, нами предлагается внедрение новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010.

Данная система представляет комплекс мероприятий, направленных на:

· поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности;

· обеспечивающих наибольшую производительность и высокое качество выполняемых работ;

· увеличение межремонтных сроков службы;

· снижение затрат на ремонт и эксплуатацию оборудования.

Особенностью новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010 является то, что межремонтный период станков-качалок увеличивается 2 раза, соответственно в 2 раза сокращается количество ППР. В этой связи количество отказов станков - качалок по видам работ снизится на 12 единиц (см. табл.4.5).

Таблица 4.5.

Влияние совершенствования системы технического обслуживания и планового ремонта оборудования на количество отказов станков - качалок

В результате внедрения новой системы технического обслуживания и ремонта оборудования по состоянию ТОРС 2010 в 2 раза увеличится межремонтный период.

4.3 Модернизация системы управления компрессорами

С целью снижения затрат на ремонт оборудования, простоев по причинам внепланового ремонта и наиболее эффективного использования производственных мощностей предлагается произвести модернизацию оборудования (системы управления компрессорами).

Сокращение периода эксплуатации оборудования или его модернизация непосредственно влияет на сокращение количества межремонтных циклов, снижение сверплановых простоев, в частности, в связи с аварийным ремонтом.

Влияние обновления на уровень использования оборудования многогранно, так как обеспечивает:

- сокращение объема внепланового ремонта оборудования;

- повышение часовой производительности труда;

-рост коэффициента использования.

Для реализации вышеперечисленного предлагается выполнить модернизацию системы управления компрессорами в количестве 18 штук, обеспечивающими подачу сжатого воздуха на линию механических прессов, установленных на предприятии.

В настоящее время на каждом компрессоре установлен электрический шкаф с релейной системой управления. Данная система морально устарела и характеризуется низкой надежностью и высокими затратами на обслуживание и ремонт.

Для снижения затрат необходимо заменить существующее оборудование на современную электронную систему управления.

Электронная система управления имеет высокую надежность, возможность диагностики неисправностей компрессора и меньшие размеры. Для снижения затрат на модернизацию возможна установка в один электрический шкаф по 3 электронных блока. Общее число шкафов составит 6 штук на 18 компрессоров.

Проектируемая электронная система управления компрессором функционально состоит их двух блоков. Блок управления непосредственно компрессором и блок управления пусковой системой компрессора. Новая схема управления позволит подавать на линию прессов сжатый воздух с меньшей влажностью и снизить перепады давления в магистрали. Эти факторы положительно сказываются на работе производственного оборудования. Регламентируемый межремонтный период такой же, как у компрессора 1 раз в год. При новой схеме управления длительность межремонтного периода увеличивается до 2 лет, т.е. количество ремонтов сокращается в 2 раза.

Расчёт затрат на модернизацию.

Для новой системы электронного управления компрессором и пусковой системой изготавливаются 10 функциональных схем: 6 экземпляров на каждый шкаф управления, 1 схема в технический архив, 3 схемы смежным подразделениям.

Затраты на разработку и выпуск технической документации на новое оборудование составляют:

3860·10=38600 руб.

Затраты на изготовление одной единицы технической документации, по данным предприятия, составляют 3860руб.

Затраты на монтаж и переоборудование кабельных связей составляют:

4200·18 = 76500 руб.

Затраты на монтаж единицы кабельных связей, по данным предприятия, составляют 4200руб.

Работы по модернизации заключаются в установке в каждый шкаф блоков управления компрессорами из расчета 3 блока в один шкаф и выполнения электрических соединений согласно схеме. Стоимость монтажных работ одного шкафа 4200 руб., следовательно, всего на 18 компрессоров:

=4200·18 = 76500 руб.

Затраты на демонтаж старых шкафов управления, берутся из расчета 41% от затрат на монтаж:

=1730·18=31140руб.

Для создания автоматической системы управления достаточно 1-го шкафа на блок из 3 компрессоров. Расчет фактической стоимости приобретаемых шкафов приведен в таблице 4.6.

Таблица 4.6.

Расчет фактической стоимости приобретаемых шкафов (руб.)

На каждый шкаф приходится три схемы управления. Стоимость электронных блоков управления на 18 компрессоров сведена в таблицу 4.7.