Мероприятия по снижению затрат на предприятии

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Организационная часть

1.1 Общие сведения о Южно-Сургутском месторождении

1.2 Организационная структура ЦДНГ - 1

1.3. Характеристика системы планирования учета и контроля затрат на производство продукции ЦДНГ-1

2. Анализ издержек производства и их зависимость от воздействующих на них факторов

2.1. Анализ состава и структуры затрат ЦДНГ-1

2.2. Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа по ЦДНГ-1

2.3. Факторный анализ себестоимости продукции

3. Мероприятия по снижению затрат на предприятии

3.1. Экономическая оценка резервов снижения затрат

3.2.Экономическая оценка проектных предложений по повышению эффективности затрат

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефте­перерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.

Топливо для энергетических установок и транспортных средств, минеральные удобрения и синтетический каучук, смазочные материалы и синтетические моющие средства, искусственные волокна и пластмассы, лекарственные препараты и парфюмерные изделия, сжиженный газ и асфальт - таков далеко не полный перечень важнейших продуктов, получаемых из нефти и газа.

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.

Добыча нефти и газа с технической точки зрения - это совокупность технологических процессов, осуществляемых на нефтегазодобывающих предприятиях для получения этих продуктов в определённом количестве и определённого качества.

Важнейшие из этих процессов - эксплуатация скважин, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа.

Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Подготовка нефти и газа - это технологические процессы, осуществляемые с целью приведения их качества в соответствие с требованиями действующих стандартов и технических условий.

При подготовке нефти проводят её обезвоживание (отделение воды) обессоливание (удаление солей) или стабилизацию. При необходимости применяют сочетание этих процессов. Подготовленную нефть по магистральным нефтепроводам или в цистернах по железной дороге подают на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям.

Газ подготавливают для его дальнейшего транспортирования по газопроводам, приведения его качества в соответствие с предъявляемыми требованиями, определяемыми из условий безопасного использования его потребителями, а также с целью получения сырья для нефтехимии и других отраслей народного хозяйства.

Универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом месторождении, не существует. Каждое месторождение имеет свои особенности, связанные с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объёмами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.

Цель моей курсовой работы: Расчет сметы затрат ЦДНГ – 1, Южно-Сургутского месторождения.

Задачи:

- Дать характеристику месторождения;

- Рассмотреть организационную структуру и функции служб и отделов;

- Рассчитать смету затрат ЦДНГ-1;

- Рассмотреть динамику показателей.

В работе использовались табличные и графические методы.

1 Организационная часть

1.1 Общие сведения о Южно-Сургутском месторождении

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее города Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. В геоморфологическом отношении района представляет собой слаборасчлененную равнину, наклоненную на север к долине реки Обь. Абсолютные отметки местности изменяются от +48 метров и на водоразделах до +20 метров в долинах рек. Климат района резко континентальный.

Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень-Сургут. С городом Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. С 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть-Балык-Омск.

Месторождение открыто в 1973 году скважиной №3, разрабатывается с 1976 года НГДУ «Юганскнефть».

Месторождение характеризуется большой площадью нефтеносности.  Особенность месторождения  является сильная концентрация запасов (96 %) в одном горизонте БС10. Половина запасов сосредоточена в водонефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

Нефтеносность связана с горизонтом БС10 (берриас-валанжинский ярус), пластов Ю1 (васьюганская свита), пласт Ю2 (тюменская свита).

Необходимость оставления проекта разработки связана, во-первых, с переоценкой балансовых запасов, уточнения геологического строения месторождения, во-вторых, с завершением реализации последних проектных решений. Потребность в данном документе остро ощущалась на протяжении последних нескольких лет и связи с невыполнением предыдущих проектных уровней.

За историю разработки на месторождении проведен огромный комплекс мероприятий в широком масштабе. При составлении проекта была проведена огромная работа по созданию детальной картины геологического строения пласта, по анализу основных проведенных мероприятий.

Основные проектные решения были разработаны совместно в НГДУ «Юганскнефть» – геологическим отделом и отделом разработки.

Практики совместной работы позволяет быстро принимать решения и оперативно и реализовать. 

Климатические условия затрудняют разработку из-за большого количества актированных дней и тяжелого доступа к объектам эксплуатации.

Южно-Сургутское месторождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает в разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных. Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35 миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,1 процента от начальных извлекаемых запасов.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года. В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти, добытой механизированным способом, составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение Среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода.

Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения. В конце восьмидесятых годов, из-за технологического не совершенства системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Южно-Сургутского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Южно-Сургутского месторождения имели текущее пластовое давление на 15-30 атмосфер выше перво­начального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.

Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС10. В 1985-86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта AC5-6 произвели закачку раствора неионогенного поверхностно активного вещества (НПАВ) - превоцел АФ9-12. С 1988 года на Южно-Сургутском месторождении проводятся закачки в пласты АС4, БС10, БС11, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Южно-Сургутском месторождении проводятся работы по повышению нефтеотдачи путем закачки полимерных составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия «Юганскфракмастер» по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине №7404. С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП - 41, было проведено в 1992 году. За период с 1989 по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

По состоянию на 01.01.2005г. из месторождения добыто около 628 миллионов 583 тысячи тонн нефти.

1.2 Организационная структура ЦДНГ - 1

Должностные инструкции:

ЦДНГ – 1 является одним из цехов Южно-Сургутского месторождения, в котором обслуживание кустовых скважин производится четырьмя бригадами операторов ДНГ, а управление цеха состоит из следующей организационной структуры:

1  Начальник – Евгений Гурьев. Он выполняет следующие обязанности: обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа, составляет план работ для всего комплекса ЦДНГ- 8. Обеспечивает выполнение технологического режима работ скважин; содержит в рабочем состоянии производственный фонд, закрепленный за цехом; производит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин; организует в соответствие с действующем инструкциями технически правильную эксплуатацию скважин, сооружений и коммуникаций; определяет текущую потребность в ремонтном обслуживании; обеспечение материально-техническими средствами, транспортом, составляет план-заказы на подземный и капитальный ремонт и воздействие на призабойную зону, контролирует проведение работ по окончанию бурения и капитального ремонта скважин; обеспечивает выполнение планов внедрения новой техники, прогрессивной технологии, комплексной механизации и автоматизации производственных процессов; участвует в расследовании причин аварий нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций, содержит закрепленную за цехом территорию в образцовом состоянии.

2  Заместитель начальника цеха находится в непосредственном подчинении у начальника цеха. Основными задачами которого являются: организация технической подготовки производства, направленной на выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа; организация безопасного ведения технологических процессов и производства работ в соответствии с утвержденными проектами, технологическими регламентами, планами, паспортами, геолого-техническими нарядами, требований правил и норм безопасности, организации работ по созданию безопасных условий труда в цехе; осуществление контроля за работой цеха по улучшению условий труда, осуществление организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению производственного травматизма и пожарной безопасности.

3  Старший специалист – предназначение должности: ведение табеля учета использования рабочего времени по цеху. Оформление документации связанной с учетом рабочего времени, оплатой труда, движением персонала для предоставления в отдел труда, отдел учета движения кадров и в другие подразделения. Взаимодействие: специалисты цеха, отдела оплаты труда; отдела учета и движения кадров; ООО «Учет и отчетность», других подразделений общества.

4  Заместитель начальника цеха по предназначение должности: организация геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти. Взаимодействие: руководители, специалисты аппарата управления и ЦИТС. Геологическая служба цеха.

5  Геологическая служба – предназначение должности: для разработки геолого-технических мероприятий, направленных на выполнение плановых заданий по добыче нефти. Взаимодействие: руководители, специалисты аппарата управления.

6  Ведущий геолог, исходя из утвержденных норм отбора нефти, газа и жидкости из эксплуатируемых объектов, составляет технические режимы работы эксплуатационных скважин и предоставляет их в НГДУ на утверждение; проводит текущий анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных и газовых скважин, обеспечивает проведение промыслово-гидродинамических исследований в скважине в соответствии с действующими правилами; составляет планы-заказы на подземный и капитальный ремонт скважин, осуществляет контроль за охраной недр в процессе разбуривания и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и надзор за состоянием законсервированных скважин.

7  Старший механик выполняет следующие обязанности: организует правильную и безопасную эксплуатацию, своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования, закрепленного за цехом; обеспечивает соответствие технического состояния оборудования и механизмов, инструмента, требованиям правил технической эксплуатации; участвует в разработке организационно-технических мероприятий по предупреждению аварий, пожаров, несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Обеспечивает своевременный профилактический осмотр и ремонт вентиляционных систем, участвует в комиссии при проверке знаний рабочих; участвует в разработке планов улучшения и оздоровления условий труда и обеспечивает выполнение запланированных мероприятий, руководит работами с опасными условиями труда, выполняет работы, связанные с ликвидации последствий аварий.