Лизинг как средство инвестирования (стр. 6 из 17)

Сооружение новых и ремонт имеющихся вышек или мачт, проверка состояния оттяжек у вышки или мачты и замена пришедших в негодность, установка оттяжного ролика;

Доставка на скважину необходимого комплекта бурильных или насосно-компрессорных труб (НКТ).

Эти виды подготовительных работ выполняет база производственного обслуживания (БПО) по заказу промысла.

Все остальные работы по подготовке рабочего места выполняет цех по КРС.

Исследование скважины проводят с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне (ЭК) и пройденных скважиной пластов, а также контроля технического состояния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах.

Скважины исследуют для:

1. Выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними,

2. Изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола,

3. Контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков,

4. Оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт. Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяют на две категории – ремонты средней сложности и сложные ремонты.

Организационная структура АУПНП и КРС ОАО «Татнефть» представлена в виде схемы на рис. 2.1.

Расшифровка организационной структуры АУПНП и КРС:

1. Альметьевский цех по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.

2. Миннибаевский цех по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.

3. Ямашский цех по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.

4. Ново-Елховский цех по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.

5. Цех технологических работ (ЦТР).

6. Участок по исследованию и канатно-кабельной технологии ремонта скважин (УИККТ).

7. Автотранспортный цех (АТЦ).

8. Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО).

9. Прокатно-ремонтный цех энергоустановок и энергообеспечения (ПРЦЭ и Э).

10. Служба главного механика.

11. Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС).

12. Проектно-сметное бюро (ПСБ).

13. Служба обработки информации (СОИ).

Рис. 2.1. Организационная структура АУПНП и КРС ОАО «Татнефть»

В АУПНП и КРС ОАО «Татнефть» управление состоит из двух частей: управляемой и управляющей, они связаны между собой потоками информации и команд (рис. 2.1.).

Управляемая система представляет комплекс цехов и участков, это: Альметьевский, Миннибаевский, Новоелховский, Ямашский цеха ПНП и КРС – цеха, непосредственно выполняющие капитальный ремонт скважин и работы по повышению нефтеотдачи пластов; прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) – здесь ремонтируют и поставляют оборудование, инструменты, в цеха КРС: ротора, вертлюги, винтобуры, ключи, АПР-2ВБ, электрические ключи для отвинчивания и развинчивания труб; электроцех (ПРЦЭ и Э) занимается ремонтом и обслуживанием электрооборудования всего управления; автотранспортный цех (АТЦ) обеспечивает транспортом цеха КРС для производства технологического процесса, цех технологических работ (ЦТР) производит сопровождение технологических операций.

Управляющая система – совокупность органов управления – это аппарат управления, состоящий из руководителя, его заместителей и функциональных отделов. В АУПНП и КРС ОАО «Татнефть» управляющая система состоит из:

-начальника управления, который действует по принципу единоналичия, отвечает за результаты производственно-хозяйственной деятельности, с помощью подведомственного ему аппарата направляет работу предприятия по производству, внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства, определяет пути и методы выполнения плана, отвечает за выполнение обязательств;

- главного инженера – первого заместителя начальника управления, который руководит работой всех производственных цехов, возглавляет научно-исследовательскую и рационализаторскую работу на предприятии, наравне с начальником отвечает за правильное производственно-техническое руководство;

- технологического отдела, который разрабатывает и внедряет прогрессивные технологии КРС, обеспечивает совершенствование техники и технологии;

- геологического отдела, подчиняющегося главному геологу – второму заместителю начальника, задача этого отдела – обеспечение геологического контроля;

- заместитель начальника по общим вопросам, в подчинении которого отдел материально-технического снабжения, проектно-сметное бюро административно-хозяйственный отдел.

- отдел главного механика обеспечивает бесперебойную и качественную работу оборудования;

- служба главного энергетика отвечает за бесперебойное обеспечение производственных объектов энергией и ремонт энергетического оборудования;

- заместитель начальника по экономике возглавляет экономические службы предприятия, осуществляет работы по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности предприятия;

- экономический отдел, включающий в себя плановый отдел и отдел организации труда и заработной платы, который координирует всю плановую работу на предприятии, производит работу по планированию затрат труда и заработной платы, определяет формы оплаты труда и т.д.;

- бухгалтерия, работой которой руководит главный бухгалтер, подчиняется непосредственно начальнику управления, в ее функции входит учет денежных расходов предприятия, составляет бухгалтерский учет и баланс, определяет доходы и расходы предприятия и т.д.;

- заместитель главного инженера по промышленной безопасности и охране труда, который руководит службой техники безопасности, контролирует соблюдение правил техники безопасности, охраны труда и промышленной санитарии и разрабатывает мероприятия по снижению и предотвращению производственного травматизма;

- отдел кадров подчиняется начальнику, подбирает и комплектует кадры, учитывает движение работников и т.д.;

- центрально инженерно-технологическая служба (ЦИТС) контролирует и координирует ход технологического процесса под руководством главного инженера.

2.2. Состояние эксплуатационного оборудования на основных объектах

капитального ремонта скважин

В зависимости от категории и разновидности предстоящего текущего и капитального ремонта скважин применяют соответствующее оборудование.

В состав комплекса эксплуатационного оборудования для ремонта входят: вышечное сооружение с рабочей площадкой и мостками; талевая система; подъемная лебедка или установка (агрегат); насосная установка; ротор; вертлюг; противовыбросовое оборудование; устьевой и подземный инструмент.

В зависимости от вида и сложности ремонтных работ, аварийных ситуаций, возникающих в процессе ремонта скважин, оборудование может поставляться отдельными комплектами и узлами; частично укомплектованными и полностью укомплектованными механизмами, позволяющими осуществлять полный цикл ремонта скважин.

Сведения о наличии оборудования представлены в табл. 2.1 и 2.2. Из таблиц видно, что количество оборудования в 2005 году уменьшилось. Увеличение произошло только по НКТ. При этом увеличилось количество оборудования, которое находится в ремонте, это говорит о том, что оборудование изношенное. Также выросло количество оборудования, которое находится в резерве АУПНП и КРС.

К оборудованию в прокате относится оборудование, сданное в эксплуатацию и закрепленное на рабочем месте. К оборудованию в ремонте относится оборудование, находящееся в проверке для устранения различных неполадок и нарушений в режиме их работы. Оборудование в резерве – это оборудование, подлежащее установке и числившееся на балансе предприятия в составе основных фондов.

В АУПНП и КРС в основном проблемы по неудовлетворительному состоянию технологических НКТ, пакеров, скребков, элеваторов.

На первом плане стоит проблема обновления парка НКТ.

При производстве ремонта НКТ отбраковывается около 20% труб из общего количества. В 2005 году 40% из имеющегося в наличии труб подлежат отбраковке - это около 55 тыс. метров или 28 комплектов НКТ, так как они полностью амортизированы и изношены.

Основными причинами роста процента отбраковки являются: уменьшение толщины стенки тела НКТ; предельная минимальная длина НКТ (менее 6,5 м.).

Остро стоит вопрос по замене пакеров типа ПРО, на сегодняшний день из 20 пакеров 7 шт. требуют срочной замены (это 30% от общего количества).

Следует также отметить низкий процент замены морально и технически устаревшего оборудования: скребков и элеваторов.

Есть необходимость в укомплектовании подъемников А-50 и УПА-60 гидрораскрепителями, для раскрепления бурильных труб.

Таблица 2.1
Сведения о наличии оборудования в АУПНП и КРС "ТН" на 1.01.2004г.
№	Наименование оборудования		Единица измерения		Наличие на 1.01.04			Всего в прокате		В резерве	В ремонте
1	2		3		4			5		6	7
2	Мачта ПТМТ-40		шт.		23			13		4	6
3	Талевой блок г/п 50		шт.		22			10		8	4
4	Крюк КН - 50		шт.		20			10		7	3
5	Крюк КН -10,15		шт.		54			51		3	0
6	Штропа		шт.		128			110		18	0
7	Вертлюг эксплуатационный		шт.		24			12		10	2
8	Вертлюг промывочный		шт.		51			49		2	0
9	Ротор		шт.		14			11		2	1
10	Забойный двигатель		шт.		79			71		5	3
Продолжение табл. 2.1
1	2		3		4			5		6	7
11	Насос 9 МГР		шт.		15			13		2	0
12	Элеватор трубный		шт.		594			528		44	22
13	Элеватор штанговый		шт.		132			112		15	5
14	Сальник устьевой		шт.		52			51		1	0
15	Переходная катушка		шт.		53			51		2	0
16	Гермет. устройство Р-64		шт.		44			44		0	0
17	Устьевой тройник с фильтром		шт.		54			43		7	4
18	Превентор "Румынский"		шт.		1			1		0	0
19	Превентор малогабаритный		шт.		10			4		5	1
20	НКТ-всего		м.		87386			71163		16223	0
НКТ 2"		м.		6568			2100		4468	0
НКТ 2,5"		м.		80818			69063		11755	0
21	Трубы бурильные-всего		м.		33159			14738		18421	0
2 7/8 левые		м.		14377			6595		7782	0
2 7/8 правые		м.		18782			8143		10639	0
22	Ведущая бурильная труба		шт.		6			2		4	0
Таблица 2.2
Сведения о наличии оборудования в АУПНП и КРС "ТН" на 1.01.2005г.
№	Наименование оборудования			Единица измерения		Наличие на 1.01.05	Всего в прокате		В резерве		В ремонте
1	2			3		4	5		6		7
1	Мачта ПТМТ-40			шт.		17	5		5		7
2	Талевый блок г\п 50 тн.			шт.		18	5		4		9
3	Крюк-КН-5О			шт.		18	5		7		6
4	Крюк-КН-10-50			шт.		49	47		1		1
5	Штропа			шт.		126	98		10		18
6	Вертлюг эксплуат.			шт.		21	8		8		5
7	Вертлюг промывочн.			шт.		51	49		0		2
8	Ротор			шт.		15	11		2		2
9	Элеватор трубный			шт.		364	312		22		30
10	Элеватор штанговый			шт.		88	68		12		8
11	Сальник устьевой			шт.		65	53		8		4
12	Переходная катушка			шт.		39	33		0		6
Продолжение табл. 2.2
1	2			3		4	5		6		7
13	Герметизирующее ус-во Р-64			шт.		39	28		6		5
14	Устьевой тройник с фильтром			шт.		48	46		1		1
15	Превентор Румынский			шт.		1	1		0		0
16	Превентор малогабарит.			шт.		13	8		3		2
17	Пакера			шт.		18	14		2		2
18	Нкт-всего			м.		129136	88870		14358		25908
НКТ-2"			м.		7826	7026		600		200
НКТ-2,5"			м.		121310	81844		18254		21212
19	Трубы бурильные всего			м.		24036	16513		1820		5703
2 7\8 левые			м.		12597	8653		850		3094
2 7\8 правые			м.		11439	7860		600		2979
20	Ведущая бурильная труба			шт.		10	6		2		2

За период с 2003 по 2005 года в целях улучшения условий труда, эффективного использования и механизации работ были приобретены и внедрены в производство следующее нефтепромысловое оборудование: