3.2 Структура предприятия
НГДУ "Катанглинефтегаз" является структурным подразделением ООО "РН-Сахалинморнефтегаз".
Предметом и основной целью НГДУ «Катанглинефтегаз» является добыча и подготовка нефти и газа, разработка и обустройство нефтяных месторождений.
В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Катанглинефтегаз» осуществляет следующее:
- ведет разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
- обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа;
- осуществляет внедрение в производство передовой техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих и безотходных технологий;
- обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;
- производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода, поверхностно-активные вещества и др.);
- осуществляет эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные месторождения;
- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам, обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;
- разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды;
- организует общественно-столовое питание и оказание медицинских услуг при вахтовом методе.
НГДУ не является юридическим лицом, то есть не имеет расчетных, валютных и иных счетов в банке, не имеет самостоятельного баланса. НГДУ несет перед ООО полную ответственность за выполнение финансового плана в соответствии с плановыми заданиями, рациональное использование производственных мощностей при наименьших затратах трудовых и материальных ресурсов, создание безопасных условий труда, выполнение мобилизационных заданий, неукоснительное выполнение указаний руководства ООО и действующего законодательства РФ.
Все показатели финансово-экономической деятельности НГДУ устанавливаются и утверждаются ООО.
В области планируемой производственно-хозяйственной деятельности НГДУ разрабатывает задачи на основе показателей, утвержденных ООО плана как предприятий в целом, так и для структурных подразделений цехов, служб, участков. В области материально-технического снабжения НГДУ представляет обоснованные заявки на закупки материально-технических ресурсов ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», выполнение которых зависит от финансового состояния. НГДУ предоставлена оперативная самостоятельность в процессе выполнения закрепленных за ним функций. Так как НГДУ не является юридическим лицом, оно не вправе заключить хозяйственные договора от своего имени, не исчисляет самостоятельно налоги и не представляет налоговые расчеты с декларацией в соответствующие органы.
Взаимоотношения с налоговыми, природоохранительными и другими государственными органами возложено на ООО.
НГДУ несет материальную ответственность перед ООО за нанесенный материальный ущерб.
Управление НГДУ осуществляется начальником, который назначается генеральным директором ООО.
НГДУ ведет бухгалтерскую, статистическую отчетность в порядке, установленным ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».
Руководство НГДУ «Катанглинефтегаз» осуществляется начальником НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственной деятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог, главный инженер, заместитель начальника по экономическим вопросам, заместитель начальника по общим и социальным вопросам, заместитель начальника по транспорту, заместитель директора по капитальному строительству, главный бухгалтер, главный механик, главный энергетик.
Экономические службы возглавляет главный экономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы, планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости.
Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняются производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик.
Для организации и управления работ по капитальному строительству предусматривается заместитель начальника по капитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление (СМУ), отдел капитального строительства (ОКС).
Главный геолог и подчиненные ему отделы занимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направлений геолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессе бурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей, разработка месторождений, обеспечение заданий по приросту запасов нефти.
Для оценки деятельности предприятия используют систему наиболее важных технико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно и объективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показатели деятельности предприятия приведены в таблице 21.
НГДУ «Катанглинефтегаз» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, что большинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки, на нефтяных промыслах НГДУ «Катанглинефтегаз» требуется проведение различных мероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижению эксплуатационных расходов.
Организационная структура НГДУ «Катанглинефтегаз» в 2005 году
3.3 Методика расчета
Экономический эффект от перевода скважин, эксплуатирующихся установками электроцентробежных насосов российского производства на месторождении им. Р.С. Мирзоева, на эксплуатацию УЭЦН REDA достигается за счет дополнительно добытой нефти. Установки будут спущены на глубины, превышающие глубины спуска действующих установок. Действующие в настоящее время насосы работают в оптимальном для них режиме. Увеличение глубин спуска для них ведет к снижению дебитов.
Кроме того, экономический эффект будет достигнут за счет увеличения межремонтного периода работы скважин. МРП действующих установок в среднем составляет величину, близкую к 200 суткам. Планируемые к спуску установки работают в несколько раз дольше.
На месторождении им. Мирзоева более половины скважин, эксплуатирующихся установками электроцентробежных насосов, оборудованы зарубежными установками. Межремонтный период подсчитать пока невозможно, так как часть скважин после перевода на новые насосы еще не останавливалась. Существующий МРП по состоянию на 1.06.06 года уже превысил 500 суток в среднем для всех скважин, оборудованных УЭЦН REDA. На момент защиты этой дипломной работы МРП возможно превысит 600 суток.
Если брать в расчет уже достигнутый МРП, то величина экономического эффекта будет рассчитана по минимуму. Прогнозируемая величина МРП превышает достигнутую в три раза. Поэтому для расчета можно принять два варианта: МРП = 500 суток (достигнутая величина по состоянию на 1.06.06 г.) и МРП = 1500 суток (прогнозируемая величина). Представители фирмы Shlumberger не отрицают бесперебойную работу своих насосов в течение 10 лет при соблюдении правил эксплуатации и правильно подобранного технологического режима.
Таким образом, методика подсчета экономического эффекта заключается в сравнении эксплуатации скважин установками ЭЦН до перевода и после перевода на эксплуатацию УЭЦН REDA.
Прирост добычи нефти после перевода рассчитан для семи скважин. Для расчета можно принять среднюю величину суточного прироста добычи нефти одной скважины.
Прирост от увеличения МРП можно подсчитать, зная среднюю стоимость подземного ремонта скважин на месторождении им. Мирзоева. При расчете необходимо учесть не только стоимость ремонта, но и стоимость недобытой нефти во время ремонта и во время простоя в ожидании ремонта.
В затраты необходимо включить разницу в стоимости используемых УЭЦН российского и импортного производства. Кроме того, при увеличении глубины спуска дополнительные расходы составят НКТ. Стоимость дополнительного кабеля входит в стоимость установки ЭЦН REDA.
3.4 Расчет
Исходные данные для расчета:
Количество скважин, переводимых на УЭЦН REDA - 7
Суммарный прирост добычи нефти для семи скважин - 6,2 т/сут.
Прибыль от реализации 1 тонны нефти - 3895,58 руб.
Средняя стоимость подземного ремонта скважины на месторождении им. Мирзоева - 186527 руб.
Стоимость одного метра НКТ 73 мм - 215 руб.
МРП до перевода на УЭЦН REDA - 200 суток.
МРП после перевода на УЭЦН REDA - 500 суток (1 вариант).
МРП после перевода на УЭЦН REDA - 1500 суток (2 вариант).
Средняя стоимость установки ЭЦН (комплект) - 952760 руб.
Средняя стоимость установки ЭЦН REDA - 1255800 руб.
Средняя продолжительность подземного ремонта на месторождении им. Мирзоева - 3,8 суток.
Продолжительность ожидания подземного ремонта скважин - от 2 до 8 суток (средняя продолжительность ОПРС - 5 суток).
Расчет.
1). Средний прирост добычи нефти от перевода на ЭЦН REDA:
6,2 / 7 ? 0,886 тонн нефти в сутки в расчете на одну скважину.
2). Годовой эффект в расчете на одну скважину составит:
0,886 Ч 365,25 = 323,6 тонн нефти.
3). Прибыль от дополнительно добытой нефти на одну скважину:
323,6 Ч 3895,58 = 1260610 руб.
4). Количество подземных ремонтов в год на одну скважину до перевода:
365 / 200 = 1,825 ремонтов.
5). Количество подземных ремонтов на одну скважину в год после перевода:
365 / 500 = 0,73 (по первому варианту),
365 / 1500 = 0,24 (по второму варианту).
6). Стоимость подземных ремонтов до перевода:
1,825 Ч 186527 = 340412 руб.
7). Стоимость подземных ремонтов после перевода:
0,73 Ч 186527 = 136165 руб. (по первому варианту),
0,24 Ч 186527 = 44766 руб. (по второму варианту).
8). Дополнительная глубина спуска насосов после перевода:
- скв. 10 (2230 - 2151 = 79 м)
- скв. 13 (2285 - 2148 = 137 м)
- скв. 23 (2615 - 2443 = 172 м)
- скв. 41 (2305 - 2225 = 80 м)
- скв. 92 (2350 - 2270 = 80 м)
- скв. 96 (2540 - 2401 = 139 м)
- скв. 123 (1745 - 1688 = 57 м)
Суммарный расход НКТ - 744 метра.
Средняя дополнительная глубина спуска на одну скважину - 106,3 м.
9). Стоимость дополнительных НКТ на одну скважину:
106,3 Ч 215 = 22855 руб.
10). Средний дебит одной скважины до перевода:
(19,9 + 6,2 + 10,7 + 2,8 + 16,1 + 6,4 + 5) / 7 = 9,6 тонн в сутки
11). Средний дебит одной скважины после перевода:
9,6 + 0,9 = 10,5 тонн в сутки
12). Потери нефти за один подземный ремонт до перевода (включая потери от ОПРС):
9,6 Ч (3,8 + 5) = 84,5 тонн нефти
13) Потери нефти за один год от ПРС и ОПРС до перевода:
84,5 Ч 1,825 = 154,2 тонн нефти в год
14). То же в денежном выражении:
154,2 Ч 3895,58 = 600747 рублей в год
15). Потери нефти за один подземный ремонт после перевода (включая потери от ОПРС):
10,5 Ч (3,8 + 5) = 92,4 тонн нефти
16) Потери нефти за один год от ПРС и ОПРС после перевода:
92,4 Ч 0,73 = 67,5 тонн нефти в год (по первому варианту),
92,4 Ч 0,24 = 22,2 тонн нефти в год (по второму варианту),
14). То же в денежном выражении:
67,5 Ч 3895,58 = 262952 рубля в год (по первому варианту),
22,2 Ч 3895,58 = 86482 рубля в год (по второму варианту),
15). Дополнительные затраты от разницы в цене насосов до перевода и после замены на установки ЭЦН REDA:
1255800 - 952760 = 303040 руб.
16). Суммарные затраты и потери до перевода на установки ЭЦН REDA в расчете на одну скважину:
340412 + 600747 = 941159 руб.
17). Суммарные затраты и потери после перевода на установки ЭЦН REDA в расчете на одну скважину:
по первому варианту
136165 + 22855 + 262952 + 303040 = 725012 руб.
по второму варианту
44766 + 22855 + 86482 + 303040 = 457143 руб.
18). Экономический эффект только от увеличения МРП в расчете на одну скважину составит:
по первому варианту
941159 - 725012 = 216147 руб.
по второму варианту
941159 - 457143 = 484016 руб.
19). То же, с учетом стоимости дополнительно добытой нефти на одну скважину в год:
по первому варианту
216147 + 1260610 = 1476757 руб.
по второму варианту
484016 + 1260610 = 1744626 руб.
20) При переводе всех семи запланированных скважин годовой экономический эффект составит:
по первому варианту
1476757 Ч 7 = 10337299 руб.
по второму варианту
1744626 Ч 7 = 12212382 руб.
Итого: при переводе семи запланированных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН REDA при фактически достигнутом МРП на месторождении им. Мирзоева получим прибыль в размере более 10 млн. руб. Если будет достигнут прогнозируемый МРП, то прибыль превысит 12 млн. руб.
4. Охрана труда
4.1 Охрана труда при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
Основные опасности в данном случае связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажем установок. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных и винтовых насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен проводить электротехнический персонал. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного оборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществляется только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятым предохранителем.
Корпусы трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заменены.
Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом напряжения 380В. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.