Russian Federation
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
The paper focuses on the development of small and medium-sized deposits accompanied by implementing the investment design solutions, new expensive equipment and technologies. Further progressive development of the oil and gas complex depends on the implementation of measures supporting the operability of oil pipeline systems, the modernization and reconstruction of oil and gas complex enterprises. The main reasons for decreasing economic efficiency of the oil and gas complex are the outdated oil production technologies, as well as the obsolete drilling equipment. To make timely decisions and take measures to restore and improve equipment performance, a comprehensive assessment of the technical condition of the equipment is required, including not only an assessment of the safe operation of equipment and the possibility of extending service life, but also evaluating of the technological condition, the possibility and necessity of its restoration in terms of evaluating the efficient operation of the equipment.
fixed assets, oil field equipment, service backup, technical operability, oil wells
Введение
В эксплуатации на объектах нефтепромысловых работ находится оборудование нефтедобывающих скважин, которое традиционно проектировалось по принципу «безопасного ресурса», означающего, что даже при условиях минимальной загрузки, в случае изменения значений технологического минимума работает неэффективно в течение определённой наработки назначенного ресурса, и в итоге возникают повреждения, которые могут привести к разрушению.
При проектировании на «безопасный ресурс» межремонтные сроки устанавливаются
с большим запасом, т. к. вероятность появления повреждения очень низкая. Поддержание работоспособности оборудования обеспечивается на принципах планово-предупредительной системы технического обслуживания и ремонта.
Смена оборудования и проведение капитальных ремонтов до окончания возможных сроков работы оборудования требует огромных средств. В целом, оборудование, спроектированное по «безопасному ресурсу», не обладает высокими конструктивно-эксплуатационными и технико-экономическими характеристиками, а эксплуатация по «безопасному ресурсу» не стимулирует разработчиков к совершенствованию техники.
Действующая на предприятиях нефтегазового комплекса система технического диагностирования практически полностью сконцентрирована на обеспечении безопасной эксплуатации
и слабо отражает вопросы поддержания и восстановления эффективности работы оборудования. Поэтому одной из задач системы диагностического обслуживания объектов основных фондов является разработка рекомендаций по обеспечению эффективности и надёжности работы данных объектов. Такое положение требует новых подходов к обоснованию оптимальных мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению со сроками их реализации, что возможно только на основе оценки эффективности и использования объектов основных средств.
Анализ обеспеченности предприятия основными средствами
Одним из важнейших факторов увеличения объёма производства продукции на промышленных предприятиях является обеспеченность их основными средствами в необходимом количестве и ассортименте и более полное и эффективное их использование. Общий объём основных средств ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», их состав в стоимостном выражении
за 2016–2018 гг. приведены в табл. 1.
Таблица 1
Наличие основных средств на предприятии за 2016–2018 гг.
|
Годы Объекты основных средств |
2016 |
2017 |
2018 |
2017/2016 |
2018/2017 |
|
Затраты, тыс. руб. |
Темп роста, % |
||||
|
Здания |
20 589,59 |
27 756,21 |
22 903,27 |
134,81 |
82,52 |
|
Сооружения и передаточные устройства |
60 370,14 |
83 307,6 |
113 649,9 |
137,99 |
136,42 |
|
Машины и оборудование |
14 005,49 |
18 638,35 |
26 728,65 |
133,08 |
143,41 |
|
Транспортные средства |
28,5438 |
25,9768 |
16,3478 |
91,01 |
62,93 |
|
Инвентарь и другие виды основных средств |
114,1752 |
103,9072 |
147,1302 |
91,01 |
141,60 |
|
Земельные участки и объекты |
38,0584 |
51,9536 |
32,6956 |
136,51 |
62,93 |
|
Итого |
95 146 |
129 884 |
163 478 |
136,51 |
125,86 |
В течение исследуемого периода времени наблюдается значительное увеличение стоимости основных производственных фондов. Так, в 2016 г. стоимость основных производственных фондов на конец отчётного периода составила 95 146 млн руб., в 2018 г. наблюдается увеличение стоимости основных производственных фондов до 163 478 млн руб.
Представленная динамика изменения стоимости основных средств обоснованно связана
с движением основных средств, выраженным введением в эксплуатацию поступивших основных средств. Согласно данным, приведённым на рис. 1, на исследуемом предприятии наибольшую долю основных средств составляют производственные основные фонды.
Рис. 1. Структура основных средств в 2018 г.
Для обеспечения надлежащего уровня технического оснащения выполнения работ предприятие осуществляет закупку соответствующего оборудования. Затраты на приобретение основного нефтепромыслового оборудования (внутрискважинного оборудования (ВСО), насосно-компрессорных труб (НКТ) и устьевого оборудования) под ввод новых скважин по статье «Оборудование» не входят в сметы строек (ОНСС) и прочего оборудования (механика, автоматика, лабораторное оборудование, оборудование для разведочных скважин, оргтехника, вентиляторы, станции) (рис. 2) [1].
|
Год |
|
Затраты, млн руб. |
Рис. 2. Затраты на приобретение оборудования
Динамика затрат на приобретение оборудования в течение 2016–2018 гг. представлена
в табл. 2.
Таблица 2
Динамика затрат на приобретение оборудования
|
Затраты, млн руб. |
2016 г. (факт) |
2017 г. (факт) |
2018 г. |
2019 г. |
|
|
План |
Факт |
||||
|
Общие затраты на ОНСС: |
240,9 |
324,6 |
403,3 |
249,9 |
439,7 |
|
основное скважинное оборудование |
122,2 |
159,9 |
242,5 |
167,5 |
372,5 |
|
прочее |
118,7 |
164,7 |
160,8 |
82,4 |
67,2 |
Крупнейшими поставщиками оборудования в 2018 г. являлись предприятия ООО «Торговый Дом «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ-Информ», ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» и ООО «Нарьянмарнефтегаз».
Объёмы поставок и состояние расчётов с ними приводятся в табл. 3.
Таблица 3
Поставщики оборудования в 2018 г.
|
Поставщик |
Объём поставок в 2018 г. с НДС, тыс. руб. |
Задолженность Общества по поставкам на 31.12.2018 г., тыс. руб. |
Сроки погашения |
|
ООО «Торговый дом «ЛУКОЙЛ» |
471 295 |
273 |
10.01.2019 г. |
|
ООО «ЛУКОЙЛ-Информ» |
10 244 |
2 868 |
24.01.2019 г. |
|
ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» |
202 902 |
104 020 |
14.01.2019 г. |
|
ООО «Нарьянмарнефтегаз» |
211 718 |
– |
– |
Для поддержания оборудования в постоянной технической готовности предприятие проводит сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудования [2]. Затраты на обслуживание нефтепромыслового оборудования представлены на рис. 3.
Рис. 3. Затраты на обслуживание нефтепромыслового оборудования
Динамика затрат на сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудования представлена в табл. 4.
Таблица 4
Динамика затрат на сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудования
|
Работы |
2015 г. (факт), млн руб. |
2016 г. (факт), млн руб. |
2017 г. (план), млн руб. |
2017 г. (факт), млн руб. |
Отклонение от плана, млн руб. |
2018 г. (план), млн руб. |
Отклонение плановых затрат 2018 г. от |
|
Сервисное обслуживание |
12,6 |
19,6 |
62,1 |
57,9 |
–4,2 |
58,7 |
+0,8 |
|
Ремонт трубной продукции |
– |
– |
– |
– |
– |
5,0 |
+5,0 |
|
Итого |
– |
– |
62,11 |
57,9 |
–4,2 |
63,7 |
+5,8 |
Увеличение плановых затрат в 2018 г. по сравнению с фактическими затратами 2017 г.
составляет 5,8 млн руб. и связано в основном с заключением договора по теме «Ремонт трубной продукции» на 5 млн руб.
На конец 2017 г. в фонде Общества находятся тринадцать скважин, из них десять нефтедобывающих (№ 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104, 116, 114, 109), одна – водопоглощающая (№ ВП-2)
и две газопоглощающих (№ Г-1, Г-1 бис). Динамика ввода скважин в эксплуатацию по годам представлена на рис. 4.
Рис. 4. Динамика ввода скважин
В 2018 г. выполнено строительство и ввод в эксплуатацию ещё четырёх нефтяных скважин (№ 105, 117, 122, 13) и одной водопоглощающей (№ ВП-1).
В 2017 г. выполнен один капитальный ремонт скважины № 14. Проведены работы по изоляции газопритока и по соляно-кислотной обработке. После проведения капитального ремонта среднесуточный дебит по нефти увеличился на 38 т/сут., дебит прорывного газа уменьшился на 310 тыс. м3/сут. Затраты на проведение капитального ремонта в 2017 г. составили 40,5 млн руб.
В 2019 г. запланировано проведение одного капитального ремонта на скважине № 11
и одного текущего ремонта на скважине № ВП-2. Планируется проведение промывки забоя скважины с помощью колтюбинговой установки (выбор скважины и необходимость проведения промывки будут определены по результатам промыслово-геофизических исследований на кабеле) [3].
Заключение
Анализ технологического состояния основного оборудования объектов ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» доказывает, что основное технологическое оборудование эксплуатируемых нефтедобывающих скважин требует периодического ремонта и модернизации. В настоящее время более 30 % технологического оборудования нефтедобывающих скважин подвергалось ремонтам с заменой внутренних устройств и модернизации.
В исходном состоянии оборудование нефтедобывающих скважин, даже при условиях минимальной загрузки, при изменении значений технологического минимума работает неэффективно. При этом даже при обеспечении технологических минимумов для расширенного состава оборудования нефтедобывающих скважин имеются проблемы с эффективностью эксплуатации оборудования.
Отдельные параметры нефтедобывающих скважин существенно превышают нормативные значения, что способствует образованию повышенного уровня обводнения и увеличению пластового давления в низкопроницаемых коллекторах. Неоднородное распространение свойств коллектора приводит к неравномерному показателю выработки пласта в ухудшенных зонах,
в связи с чем, чтобы вовлечь в выработку и активизацию запасов зон коллектора с ухудшенными свойствами, необходимы новые технологические решения.
Сочетание указанных негативных факторов при эксплуатации нефтедобывающих скважин с физическим износом и моральным устареванием используемого оборудования приводит
к необходимости его реконструкции и модернизации, а в ряде случаев экономически целесообразно списание устаревшего оборудования, вплоть до ликвидации отдельных объектов.
Таким образом, уровень технологического развития и техническое состояние объектов используемого оборудования существенно различны. Обосновать оптимальные мероприятия по реконструкции и техническому перевооружению со сроками их реализации можно только на основе фактического технического состояния и показателей эксплуатации конкретных объектов используемого оборудования.
1. Matveev V. V., Cherneva N. A. Optimizaciya sostava i struktury osnovnyh sredstv kak istochnik pov-ysheniya effektivnosti deyatel'nosti predpriyatiya [Optimization of composition and structure of fixed assets as source of increasing enterprise efficiency]. Fundamental'nye i prikladnye issledovaniya v sovremennom mire, 2015, no. 9-2, pp. 89-94.
2. Krigan K. G. Aktual'nye problemy ispol'zovaniya osnovnyh sredstv organizacii v usloviyah rynochnoj ekonomiki [Actual problems of using organization fixed assets in market economy]. Molodoj uchyonyj, 2016, no. 12, pp. 1327-1331.
3. Vasil'eva D. O. Povyshenie effektivnosti ispol'zovaniya osnovnyh sredstv predpriyatiya. Finansy i strahovanie [Improving efficiency of using enterprise fixed assets. Finance and Insurance]. Sbornik trudov nauchno-prakticheskogo seminara (Simferopol', 16 dekabrya 2016 g.). Simferopol', Izd-vo KFU im. V. I. Ver-nadskogo, 2017. Pp. 12-14.
