НГДУ "Лениногорскнефть" - это около двух десятков цехов и подразделений основного и вспомогательного производства и сферы социального обслуживания. Управление имеет свой учебно-курсовой комбинат, музей нефти, закрытый плавательный бассейн, медсанчасть, гостиницу.
Несмотря на финансовые трудности, управление ведет строительство промышленных объектов, жилья, дорог, занимается газификацией сельских населенных пунктов.
В последние годы нефтяники много занимаются вопросами экологии: восстанавливаются засолоненные родники, очищаются реки, рекультивируются замазученные земли.
НГДУ "Лениногорскнефть" расположено на территории трех административных районов Лениногорского, Бугульминского и частично Альметьевского. Населенные пункты, расположенные в пределах площади, соединены проселочными и шоссейными дорогами.
Для оценки деятельности НГДУ используют систему наиболее важных основных технико-экономических показателей. Эта система объективно оценивает основные результаты хозяйственной деятельности. Технико-экономические показатели применяют как для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности, так и для анализа. Технико - экономические показатели представлены в приложении А.
Финансово-экономическое состояние НГДУ "Лениногорскнефть" в 2009-2011 г соответствовало общим тенденциям экономики России. В 1999 году произошел экономический подъем как в целом по России, так и в нефтегазодобывающем комплексе в виду увеличения цен на нефть. Рассмотрим динамику отдельных показателей. Добыча нефти постоянно стабилизируется в каждом отчетном году к фактическому показателю предыдущего года (план 2011 г. - 3211,65 тыс. тонн, план 2010 г. - 3208,82 тыс.тонн). Это связано с переходом к последней стадии разработки Ромашкинского месторождения. Однако, благодаря применению новых методов увеличения нефтеотдачи план по добыче нефти перевыполняется каждый год. В 2011 году добыча нефти увеличилась по сравнению с предыдущим годом и составила 3211,65 тыс. тонн или 100,09% к 2010 году. Всего добыто 9653,27 тыс. тонн. Выполнению и перевыполнению норм способствовали такие мероприятия как:
- регулирование процессов разработки;
- ввод новых эксплуатационных скважин;
- оптимизация технологического режима; и др.
Товарная продукция в действующих ценах возрастает с каждым годом, что связано с ростом цен на нефть. В 2011 году товарная продукция снизилась и составила 21002587 рублей, что составляет 92,08% к 2010 году.
В 2011 году произошло снижение среднесписочной численности работников на 226 человек, численность промышленного персонала увеличилась на 5 человек.
Незначительно, но увеличилась производительность труда. Она составила в 2011 году 1262 тн/чел, что на 10,09% больше показателя 2010 года. Увеличение объясняется тем, что в 2010 году увеличилась добыча нефти, при снижении численности персонала. Удельный расход численности по сравнению с прошлым годом снизился и составил -0,658 чел/скв.
В 2010 году ФОТ снизился на 15,15% и составил 756317,8 тыс. руб. Это произошло за счет повышения цен на нефть и улучшение финансового положения предприятия.
Снижение численности повлекло за собой и увеличение среднемесячной заработной платы. Средняя месячная зарплата персонала в 2011 году по сравнению с 2010 годом увеличилась на 2,19% и составила 23352 рублей.
Себестоимость 1 тонны товарной нефти в 2011 году выросла на 18,15 рублей или 107,8% и составила 251,68 рублей. Повышение произошло практически за счет всех статей расходов. Связано это в большей степени с инфляционными тенденциями в экономике.
Результатом деятельности предприятия является получение прибыли. Балансовая прибыль по отгрузке увеличилась в 2011 году на 376,4% по сравнению с 2010 годом и составила 1630 млн. руб.
2.Оценка технической эффективности мероприятий направленных на снижение издержек производства
2.1 Исходные данные. Характеристика объекта. Спецификация электрооборудования
Групповая замерная насосная установка (ГЗНУ) представляет собой целый комплекс гидротехнического оборудования и сооружений, который используется для перекачки хозяйственно-бытовых, промышленных или ливневых сточных вод в тех случаях, когда их отведение самотёком невозможно.
Такие станции следует использовать в тех случаях, когда жидкость самостоятельно не транспортируется.
Принцип работы такой станции заключается в том, что по трубопроводу стоки попадают в приемную (нижнюю) часть, где расположены насосные агрегаты. На трубопроводах насосных агрегатов установлены обратные клапаны, именно они не дают сточным водам попадать обратно в трубопровод. В нижней части ГЗНУ располагается корзина, удерживающая крупный мусор, чтобы он не попал в насос. Для очистки корзины и обслуживания насоса внутрь можно попасть через люк, расположенный в верхней части ГЗНУ. Для извлечения насоса предусмотрены цепь и направляющая труба, а для того, чтобы спуститься вниз, в колодце станции есть лестница и площадка обслуживания. Отслеживание работы насосов ведется с помощью датчиков с внесением их описания.
ГЗНУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.
Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3/м3.
Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8 - 12, а иногда и более скважин.
Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.
Общая схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунок 2.1.
Рисунок 2.1.1 Общая схема ГЗНУ
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3/м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.
С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Ртар=Рраб.сосуда * 1~1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяют на следующие три категории:
Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Из состава электроприемников I категории выделяют особую группу электроприемников, бесперебойная работы которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.
Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.
Электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недо- отпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
Допускается питание электроприемников II категории по одной BJI, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току BJI. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.
Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.