Мероприятия по коррегированию системы управления нефтегазодобывающего предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

 

 

В 2009 году весь объем капитальных вложений освоен в производственной сфере, которая включает в себя затраты на эксплуатационное бурение, закупку оборудования, строительство. А в 2010 году на эти цели направлено 2749,7 млн. руб. или 99,1 %, а 25,2 млн. руб. на социальную программу. В 2009 году капитальные вложения на социальную программу не направлялись.

Предполагаемый объем капитальных вложений 2010 года в производственную сферу, снижается по отношению к предыдущему году  на 254,4 млн. руб. или на 8,5 %. Причиной этого снижения в основном явилось снижение финансирования за счет привлеченных средств на сумму 842,62 млн.руб. ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2010 году изыскало возможность увеличения собственных источников финансирования капитальных вложений в производственную сферу на сумму 198,66 млн.руб.

Структуру капитальных. вложений в  производственную сферу можно увидеть  в таблице 2.14

Таблица 2.14

Динамика производственных капитальных вложений в производственную сферу
Производственная  сфера	2009 г.		2010 г.		Изменение
	Млн.руб	%	млн.руб	%	Млн.руб	%
Всего в т.ч.	3 004,10	100,00	2 749,70	100,00	-254,40
Бурение эксплуатационное	811,11	27,00	588,44	21,40	-222,67	-5,60
Оборудование, не вх.в см. строек	1 411,93	47,00	1 237,37	45,00	-174,56	-2,00
Строительство	781,06	26,00	923,90	33,60	142,84	7,60

 

 

Проанализируем объемы и результаты освоения капитальных вложений по каждому  направлению:

811,11 млн. руб. или  27 % капитальных вложений, освоенных  в производственную сферу 2005 году, направлено на бурение эксплуатационных скважин, 588,44 млн. руб. или 21,4 % соответственно в 2006 году. Снижение составило 222,67 млн. руб., 124,5 млн.руб. из него – это уменьшение привлеченных источников финансирования и 98,17 млн.руб. сокращение собственных. Недостаток финансирования отрицательно сказался на показателях бурения, которые приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Показатели бурения

Показатели	Ед.изм.	2009 г.	2010г.	Отношение к  Предыдущему году
				+;-	%
1. Количество  пробуренных скважин	Скв.	56	45	-11	80,2
2. Проходка	тыс.м	130,25	84,2	-46,05	63,9

 

 

Проходка эксплуатационного бурения  снизилась с 130,25 тыс.м, т.е с 804,55 млн. руб в 2005 году до 84,2 тыс.м или 589,4 млн. руб. в 2010 году, т.е на 46,05 тыс.м , что составило 63,9 % к объемам предыдущего года. Это повлекло за собой уменьшение количества пробуренных скважин (с 56 до 45), несмотря на то, что в 2010 году бурение велось на вышележащих горизонтах (средняя глубина одной скважины составляла 2331 м в 2009 году и 1857 м в 2006, т.е. на 474 м меньше), а следовательно отрицательно сказалось на объеме добычи нефти.

Для увеличения добычи нефти в 2010 году  ОАО «Самотлорнефтегаз» пошло на увеличение геолого-технических и организационных мероприятий.

Главным образом это  касается оптимизации скважин: в 2006 году их будет проведено 694 скважино-операций вместо 663 в 2005 году, что позволит увеличить добычу нефти на 67 тыс.тонн. На 69 скважинах против 64 предыдущего года предусмотрено использование новых технологий ввиде гидравлического разрыва пластов (ГРП).

В качестве подрядчика, для проведения таких работ, в 2005 году впервые задействована иностранная компания «Halliburton»», услуги которой хотя и дороже, но качественнее и эффективнее. Затраты же на 1 скважино-операцию ГРП значительно ниже, чем затраты на бурение 1 скважины. Это наглядно просматривается при сравнительном анализе нижеследующих показателей из таблицы 2.5 с показателями бурения из таблицы 2.16

Таблица 2.16

Показатели  по операциям ГРП

Показатели	Ед.изм.	2009 г.	2010г.	Отношение к  Предыдущему году
				+;-	%
1	2	3	4	5	6
ГРП
1. Количество  ГРП	скв.	56	45	-11	80,2
2. Затраты    всего	млн.руб.	106,4	121,5	114,7	114,2
3.Затраты на 1 скважину	млн.руб.	1,9	2,7	0,8	142,1
4.Затраты на1скв-опер. "Halliburton"	млн.руб.		3,9

 

Затраты на бурение одной  скважины в среднем составили: (данные из таблицы 2.1.1)

• В 2009 году V/n = 807,5 / 56 = 14,41 млн. руб.
• В 2010 году V/n =589,5 / 45 = 13,1 млн.руб.

  где V – объем работ с учетом подготовительно-заключительных работ

n – количество пробуренных скважин.

Они снизились на 9,0 %, несмотря на то, что в связи с инфляцией стоимость одного метра проходки возросла на 12,8 %. Это произошло из-за меньшей глубины скважин, пробуренных в 2010 году в сравнении с 2009 годом.

Затраты же на гидравлический разрыв пласта составили: (данные из таблицы 2.5.)

• В 2009 году 1,9 млн. руб. на одну скважино-операцию
• В 2010 году 2,7 млн. руб. на одну скважино-операцию

        Но даже эти затраты на одну  скважино-операцию (3,9 млн.руб. в 2010 году) по сравнению с бурением одной скважины ( 8,4 млн.в 2001 году) ниже в 2,2 раза, а следовательно быстрее окупаются.

На 222,67 млн. руб. снижены  объемы бурения в 2006 году в связи  с сокращением финансирования за счет привлеченных средств.

На 1411,93 млн. руб., что составило 47 % от общих капитальных вложений, в 2005 году закуплено оборудования не требующего монтажа, в 2010 году на его приобретение предусмотрено 1237,7 млн. руб. Снижение составляет 174,56 млн. руб. или 12,1 %, оно в основном сложилось из-за сокращения финансирования.

Классификация по видам оборудования, не требующего монтажа представлена в таблице 2.17

Таблица 2.17.

Классификация по видам  оборудования, не требующего монтажа

Номенклатура	Сумма млн.р.	% к итогу
Буровой комплекс- 160 т	271,8	14,48
Комплексы для  зарезки вторых стволов-125 т	362,4	19,30
Переоборудование  буровых станков	96,5	5,13
УЭЦН (установки  электроцентробежных насосов)	374,4	19,94
Комплекты инструмента, оборудования и техники для бурения  и капитального ре  монта скважин	139,9	7,45
Установки для  КРС 80-100 т	302	16,08
Прочие	330,5	17,80
Всего	1877,5	100

 

Оборудование не требующее  монтажа для нефтедобывающей  промышленности является очень дорогостоящим, особенно буровые комплексы и  комплексы для зарезки вторых стволов, но даже разрозненное оборудование, входящее в категорию прочих составило огромную сумму 330,5 млн.руб или 17,8%. На основании выше приведенной таблицы можно увидеть, что преобладающей статьей является приобретение  установок электроцентробежных насосов- 19,94%.

Объемы строительства в 2010 году на 142,84 млн.руб. увеличились 17,2 % сравнению с 2009 годом и составили 923,9 млн.руб. вместо 781,06 млн.руб, не смотря на то, что финансирование снижено на 229,2 млн.руб..

В 2009 году снижены расходы:

• на оборудование, входящее в сметы на строительство на 7,5 млн.руб, что составляет 9,1 %
• ПИР (проектно-изыскательские работы), которые составили 88 млн.руб. в 2008 году и 54,45 млн.руб. в 2006 году

Расходы сокращены в  основном из-за того, что проектирование 20 объектов было приостановлено в связи  с уточнением объемов реконструкции согласно разрабатываемому в настоящее время Генеральному плану реконструкции Самотлорского месторождения.

За рассматриваемый период на предприятии  введены в действие и планируются  к вводу в 2010 году следующие основные фонды( см. рисунок 2.16).

 

Рис. 2.16 Ввод в действие основных фондов (млн.руб)

 

В 2009 году введено в действие основных фондов на сумму 2871,52 млн. руб , что на 177,6 млн.рублей или на 6,6 % превышает ввод предыдущего года. Это, главным образом, основные производственные фонды, ввод которых распределяется следующим образом:

• 15,8 % из них введено в действие в I квартале
• 26,4 % из них будет введено в действие во II квартале
• 25,7 % из них будет введено в действие в III квартале
• 32,1% из них будет введено в действие в IV квартале

 как видно, основной ввод приходится на IV квартал, что наглядно подтверждает рисунок.

Из вводимых мощностей  главным образом это:

• эксплуатационные скважины
• трубопроводы
• высоковольтные линии
• трансформаторные подстанции
• резервуары.

В 2010 году планируется ввести в эксплуатацию 144 км трубопроводов, на 10 км больше, чем в 2009 году.

Наибольшую протяженность из введенных трубопроводов составляют нефтесборные сети. 66 км из 144 км, вводимых в 2010 году, удельный вес которых сложился в 46,1 %. Столько же км вводится напорных и низконапорных водоводов, против 41 км введенных в 2009 году.

В 2008 году были введены 26 км газопроводов высокого и низкого давления, в 2009 году такого ввода не предусмотрено.

В связи с меньшими объемами бурения в 2009 году (предусмотрено пробурить 45 скважин вместо 56 в 2008 году), вводится в эксплуатацию 41 нефтяных скважин в сравнении с 52 введенными в 2008 году, то есть на 11 скважин меньше. Основными подрядчиками  ОАО “Самотлорнефтегаз” при освоении капитальных вложений являются: (см. табл. 2.18.).

 

Таблица 2.18.

Подрядчики  ОАО “СНГ”.

Подрядчики	Объем работ				Откл.
	2008 г.		2009г.
	Млн.руб	%	Млн.руб	%
1	2	3	4	5	6
Бурение
- ЗАО "Нижневартовскбурнефть"	209,35	27	166,17	29	-43,18
- ОАО "СпецУБР"	274,76	36	110,94	20	-163,82
- ОАО "Нижневартовскгеофизика"	47,94	6	23,64	4	-24,3
- Трест-площадка  фирмы "Стройиндустрия"	9,82	1			-9,82
- Компания "Халлибертон"			176,17	31	176,17
- СП "Микаминефть"			11,76	2	11,76
Подготовительные  работы при бурении
- ЗАО "Нефтьстройинвест"	231,05	30	76,47	14	-154,58
Капитальное строительство
- ИПХ "Промтехсервис"	85,70	16	62,82	9	-22,88
- ОДАО "НСМТ-1"	59,17	11	123,76	17	64,59
- ЗАО "АМК-Вигас"	23,94	5	84,35	12	60,41
- ООО "Промстроймонтаж"	153,59	30	215,23	30	61,64
- ДАООТ "ННДСР"	44,88	9	0		-44,88
- ГУП ПМК  – 3	47	10			-47
- ООО "Биметаллы"	87,76	16			-87,76
- ЗАО "Консорциум  Нефтьэнергомонтаж"	18,71	3	242,65	32	223,94