Анализ основных производственных фондов на примере предприятия ООО «РН-Северная нефть»

           n _{скв.б. –} скважины бездействующие

     Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин, и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных скважин на начало или на конец данного периода времени.

     Объем добычи нефти и другие показатели нефтедобывающей промышленности зависят, прежде всего от того, насколько  полно используется эксплуатационный фонд скважин.

     Коэффициент экстенсивного использования скважин  характеризует эффективность её использования во времени. Он представляет собой соотношение времени работы скважин Т_р ко всему календарному времени Т_к, т.е. показывает удельной вес времени производительной работы оборудования. 

                      (3.2) 

     Как правило, числовое значение коэффициента экстенсивного использования должно приближаться к единице.

     Степень использования скважин по мощности или показатель интенсивного их использования можно было бы определить на основе дебита в единицу рабочего времени как отношение среднего дебита к максимально возможному (проектному).

     Следует иметь в виду, что в силу особенностей эксплуатации нефтяных и газовых  залежей фактический дебит скважин никогда не отличается от максимально возможного (при разработке залежей без проекта) и проектного (при разработке залежей по проекту). Поэтому коэффициент интенсивного использования скважин всегда равен единице.

     Повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями.

     1. Увеличение времени полезной  работы основных фондов (экстенсивные резервы). К этим резервам относятся:

     — ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Бездействие скважин определяет неполное использование производственной мощности предприятий, потери добычи нефти и газа, ухудшение экономических показателей. Число бездействующих скважин сокращается благодаря предотвращению выхода из строя эксплуатационных скважин, ускорению освоения новых скважин, укреплению цехов капитального ремонта и повышению технического уровня ремонтных работ. Сохранению скважин в действующем фонде способствуют установление и поддержание оптимального технологического режима их эксплуатации, правильный выбор эксплуатационного оборудования, эффективная борьба с выносом песка, отложениями парафина и др.;

     — ликвидация аварий и простоев в процессе эксплуатации скважин. Устранение простоев требует правильного распределения  рабочей силы, средств, труда, материальных ресурсов;

     — ускорение подземного ремонта скважин. Простои действующих скважин в ремонте составляют 2% их календарного времени. Ускорение ремонтов скважин достигается механизацией подземного ремонта, внедрением новой техники спускоподъемных операций, укреплением цехов подземного ремонта и др.;

     — эффективное увеличение межремонтного  периода эксплуатации скважин, при  котором обеспечивается поддержание  постоянного дебита, установленного технологическим режимом эксплуатации скважин. Удлинению межремонтного периода эксплуатации скважин способствуют широкое внедрение методов искусственного воздействия на пласты, массовое применение погружных центробежных электронасосов (обладающих большим межремонтным периодом), совершенствование методов борьбы с выносом песка и отложениями парафина и др.;

     — продление срока жизни нефтяных скважин. Этому способствуют многопластовость месторождений, широкое применение вторичных методов добычи нефти  и различных методов повышения  производительности скважин, детальное  изучение мало дебитных, бездействующих и ликвидированных скважин. Однако в Азербайджане, например, возраст почти трети ликвидированных скважин из-за недостатков их эксплуатации не превышает пяти лет. B то же время здесь велика группа скважин со сроком жизни свыше 15—20 лет;

     — своевременное выявление и реализация излишних машин оборудования другим предприятиям;

     — эффективное удлинение сроков службы нефтяного оборудования. Большой  эффект дает улучшение качества глубинных  насосов, применение экономичных колонн насосно-компрессорных труб (изготовленных из нескольких марок сталей разной стоимости), реставрация этих труб и их повторное использование. Все это сокращает капитальные вложения в оборудование скважин.

     2. Увеличение производительности  использования основных фондов в  единицу  времени  (интенсивные  резервы), т. е. повышение интенсивности  использования скважин, пластов  и  месторождения в целом путем:

     — расширения и совершенствования  искусственного воздействия на нефтяные пласты. Поддержание пластового давления в сочетании с внедрением редких сеток скважин позволило исключить за 20 лет его применения бурение 22 тыс. скважин и реализовать другие преимущества;

     — применения методов воздействия на призабойную зону скважин. К наиболее эффективным из них относятся: гидравлический разрыв пластов, солянокислотная обработка забоев скважин, обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами и другие методы;

     — предотвращения осложнений в работе скважин;

     — установления и совершенствования  оптимального технологического режима эксплуатации скважин. На многих инженерно-технологических службах все действующие скважины эксплуатируются на таких режимах;

     — одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной  скважиной, обеспечивающей увеличение добычи нефти и газа, экономию капитальных вложений и издержек производства;

     — широкого развития безвышечной эксплуатации. Стационарные вышки и мачты используется в течение не более 15—20 дней в  году, а остальное время бездействуют и разрушаются от коррозии. Повышению  фондоотдачи и рентабельности способствует применение передвижных агрегатов, оснащенных мачтами или вышками и комплексом механизмов для спускоподъемных операций;

     — комплексной автоматизации нефтегазодобывающих  предприятий, обеспечивающей совершенствование  режимов работы скважин, повышение экономической эффективности производства, облегчение и изменение условий труда;

     — устранения потерь продукции скважин; Для этого необходимо своевременное  строительство объектов газового хозяйства, сбор и утилизация парафиновой массы, ликвидация потерь нефти и др.

     К важным направлениям повышения эффективности  использования основных производственных фондов в единицу времени также  относятся:

     — совершенствование машин и оборудования для добычи нефти. Большое значение имеют внедрение более совершенных станков-качалок, подъемников новых типов для подземного ремонта скважин, улучшение качества насосно-компрессорных труб и насосных штанг, применение усовершенствованного комплекса оборудования для гидравлического разрыва пластов, компрессоров новых типов для внутрипромыслового сбора и транспорта попутного газа, оборудования, приспособленного к условиям работы в малоосвоенных и труднодоступных районах и др.;

     — внедрение прогрессивных систем сбора и транспорта нефти и газа, т.е. максимальное укрупнение пунктов сбора продукции скважин, использование избыточного давления на устье скважин для транспорта нефти и газа, совмещение газобензиновых заводов и компрессорных станции внешней перекачки с пунктами сбора и подготовки нефти. В последние годы в ряде районов внедряют герметизированные напорные системы сбора и транспорта нефти и газа. Эти системы – основа технологической перестройки отрасли.

     — рациональная подготовка нефти к  переработке, включающая обезвоживание  и обессоливание ее до регламентированных (в установленном порядке) кондиций;

     — снижение стоимости бурения и  нефтепромыслового строительства. Этим наряду с другими факторами  повышается эффективность капитальных  вложений.

       Показатели  объема производства и реализации продукции  в нефтегазодобывающей промышленности во многом предопределяются показателями объема работ в эксплуатации и производительности скважин. Объем работ в эксплуатации исчисляется в скважино-месяцах. Один скважино-месяц – это время работы одной скважины за один условный месяц (30 дней). Также необходимо проанализировать показатели, характеризующие экстенсивное и интенсивное использование скважин.  Динамика данных показателей отражена в таблице 3.3.

Таблица  3.3 - Динамика показателей использования и производительности скважин в ООО «РН-Северная нефть»  за 2006 - 2009 гг. 

       Коэффициент эксплуатации скважин в 2007 году увеличился на 0,2 %. Коэффициент использования скважин возрос на 5,7 %. Среднесуточный дебит увеличился на 28,7 % по сравнению с предыдущим годом. Дебит на один скважино-месяц, отработанный в 2007 году увеличился на 28,7 %. Это связано, в первую очередь, с вводом в эксплуатацию высокодебитных скважин на месторождениях Вала Гамбурцева и проведения геолого-технических мероприятий, которые привели к повышению нефтеотдачи.

       Коэффициент эксплуатации скважин в 2008 году снизился на 1,3 %. Коэффициент использования скважин упал на 15,4 %. Среднесуточный дебит увеличился на 28,7 % по сравнению с предыдущим годом. Дебит на один скважино-месяц, отработанный в 2008 году увеличился на 18,5 %.

       Коэффициент эксплуатации скважин в 2009 году увеличился на 1,5 %. Коэффициент использования скважин вырос на 6,3 %. Среднесуточный дебит увеличился на 0,3 % по сравнению с предыдущим годом. Дебит на один скважино-месяц, отработанный в 2009 году увеличился на 19,1 %.

       Увеличение  среднегодового действующего фонда в 2007 году на 16 скважин (19,1 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду и дебита на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин на 417,56 тонн (29 %). Увеличение эксплуатационного фонда в 2007 году на 12 скважин (13 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду на 13 %. Увеличение величины длительности простоев в 2007 году на 3772 суток или 13 % по сравнению с предыдущим годом способствовало увеличению времени работы скважин на 19,5 % по сравнению с 2006 годом и соответственно привело к увеличению коэффициента эксплуатации и использования скважин.

       Увеличение  среднегодового действующего фонда  в 2008 году на 29 скважин (28,4 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду, и дебита на один скважино-месяц, числившихся по действующему фонду скважин, на 16,9 %. Увеличение эксплуатационного фонда в 2008 году на 55 скважин (49,8 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду на 27,6%. Увеличение величины длительности простоев в 2008 году на 24109 суток или 72 % по сравнению с предыдущим годом способствовало увеличению времени работы скважин на 26,7 % по сравнению с 2007 годом.

       Увеличение  среднегодового действующего фонда  в 2009 году на 46 скважин (26,3 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду и дебита на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду скважин на 19,1 %.  Увеличение эксплуатационного фонда в 2009 году на 24 скважин (114,5 %) привело к росту скважино-месяцев, числившихся по эксплуатационному фонду на 34,5 %. Уменьшение величины длительности простоев в 2009 году на 2189,8 суток или 3,8 % по сравнению с предыдущим годом способствовало увеличению времени работы скважин на 37,8 % по сравнению с 2008 годом.