Нафта і газ - це енергоносії, найцінніше універсальне паливо, сировина для багатьох галузей промисловості, в тому числі нафтопереробної, нафтохімічної, хімічної. Нафта і газ впливають на розвиток енергетики, металургії, цементної промисловості. Продукти, одержувані з нафти і газу, використовуються практично повсюдно в промисловості, на транспорті, в сільському господарстві та побуті.
Паливо для енергетичних установок і транспортних засобів, мінеральні добрива і синтетичний каучук, мастильні матеріали і синтетичні миючі засоби, штучні волокна і пластмаси, лікарські препарати та парфумерні вироби, зріджений газ і асфальт - такий далеко не повний перелік найважливіших продуктів, одержуваних з нафти і газу .
Розвиток нафтової і газової промисловості, на ряду з відкриттям і прискореним освоєнням нових нафтових і газових родовищ, пов'язане з підвищенням ефективності виробництва за рахунок удосконалення техніки і технології видобутку нафти і газу, збільшення ступеня індустріалізації і скорочення термінів будівництва об'єктів, вдосконалення методів і засобів розробки нафтових і газових родовищ, збільшення ступеня вилучення з надр запасів нафти і газу. Процеси, пов'язані зі збором та підготовкою нафти і газу, займають важливе місце в комплексі технологічних процесів з його видобування.
Видобуток нафти і газу з технічної точки зору - це сукупність технологічних процесів, здійснюваних на нафтогазовидобувних підприємствах для отримання цих продуктів в певній кількості і певної якості.
Найважливіші з цих процесів - експлуатація свердловин, збір, підготовка і транспорт нафти і газу.
Система збору нафти, газу і води на нафтових родовищах - це сукупність трубопровідних комунікацій і устаткування, призначених для збору продукції окремих свердловин і доставки її до пунктів підготовки нафти, газу і води.
Підготовка нафти і газу - це технологічні процеси, здійснювані з метою приведення їх якості у відповідність до вимог діючих стандартів і технічних умов.
При підготовці нафти проводять її зневоднення (відділення води) знесолення (видалення солей) або стабілізацію. При необхідності застосовують поєднання цих процесів. Підготовлену нафту по магістральних нафтопроводах або в цистернах залізницею подають на нафтопереробні заводи та іншим споживачам.
Газ готують для його подальшого транспортування по газопроводах, приведення його якості у відповідність з вимогами, визначеними з умов безпечного використання його споживачами, а також з метою отримання сировини для нафтохімії та інших галузей народного господарства.
Універсальної системи збору нафти, газу і води, тобто такої, яку можна було б ефективно застосовувати на будь-якому родовищі, не існує. Кожне родовище має свої особливості, пов'язані з природно-кліматичними умовами, розміщенням свердловин, способами, обсягами видобутку та фізико-хімічними властивостями нафти, газу і води. Тому на кожному родовищі застосовують таку систему збору продукції свердловин, яка найбільш прийнятна для даного родовища.
Мета моєї курсової роботи: Розрахунок собівартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ, ЦДНГ - 8, Мамонтовского родовища.
Завдання:
- Дати характеристику родовища;
- Розглянути організаційну структуру і функції служб і відділів;
- Розрахувати собівартість підготовки 1 тонни нафти;
- Розглянути динаміку показників.
У роботі використовувалися табличні і графічні методи.
II Організаційна частина
2.1 Загальні відомості про мамонтовськой родовищі
Мамонтовськой родовище нафти відкрито в 1965 році, введено в розробку в 1970 році і в даний час знаходиться в стадії зменшення видобутку нафти. З числа родовищ, які знаходяться в промисловій експлуатації, мамонтовськой родовище є третім за величиною в Західному Сибіру після Самотлорского і Федорівського родовищ.
В адміністративному відношенні мамонтовськой родовище розташоване в Нефтеюганском районі Ханти-Мансійського автономного округу, Тюменської області, в 50 км. на південь від міста Нафтоюганська. Місцевість являє собою заболочену, слабовсхломленную рівнину. У межах площі, приблизно від 10 до 15 відсотків припадає на озера і ділянки сильної заболоченості, близько 20 відсотків зайнято ділянками помірної заболоченості. Значну площу займає заплава річки Великий Балик, крім якої протікають річки Малий Балик, Ай-Яун, Кінь-Ях і Пить-Ях.
Територія родовища під посіви сільськогосподарських культур не використовується. Мамонтовськой родовище є найбільшим в УДНГ «РН - ЮНГ».
Географічне положення території визначає її кліматичні особливості. Найбільш важливими факторами формування клімату є перенесення повітряних мас із заходу і вплив континенту. Взаємодія двох протилежних факторів надає циркуляції атмосфери над розглянутої територією швидку зміну циклонів і антициклонів, сприяє частим змін погоди і сильних вітрів.
Середньорічна температура повітря мінус 3,1 ° С, середньомісячна температура повітря найбільш холодного місяця січня мінус 22 ° С, самого жаркого - липня плюс 17 ° С. Абсолютний мінімум температури припадає на грудень мінус 55 ° С, абсолютний максимум - на червень плюс 34 ° С. Опадів в районі випадає багато. У теплий період з квітня по жовтень 467 мм, в холодні місяці з листопада по березень 209 мм. Річна сума опадів 676 мм. Відповідно тримається висока вологість повітря, середня відносна вологість змінюється від 66% до 82%.
Родовище розташоване на початку четвертої (заключної) стадії розробки, що характеризується високим ступенем відбору видобутих запасів (72 відсотки) і обводненість видобутої продукції (85 відсотків), уповільненням темпів падіння видобутку нафти. У продуктивних пластах міститься 152 млн. тонн затверджених запасів нафти, які необхідно винести з надр.
На родовищі пробурено більше 5500 свердловин. Проектний фонд разбурен на 112 відсотків. На початок 2006 року в чинному видобувному фонді значилося 3251 свердловина, у чинному нагнітальному фонді - 720 свердловин.
Пробурений фонд свердловин Мамонтовского родовища володіє певними резервами поліпшення показників їх використання та експлуатації.
Пласти АС 4 і AC 5 передбачалося розробляти спільно з БС 10. Пласт БС 8 розглядався як поворотний об'єкт. Першими введеними в експлуатацію були п'ять нафтових свердловин: № № 1073, 1074, 1075, 1077, 1078, запущеними фонтанним способом. Через два місяці після введення в експлуатацію нафтових свердловин, а саме 22 липня 1970 року на родовищі починається заводнення з метою підтримки пластового тиску.
Мамонтовськой родовище характеризується швидкими темпами розбурювання. Експлуатаційне буріння в першій половині вісімдесятих років сягає більше мільйона погонних метрів, щорічно вводяться в розробку від 40 до 400 нових свердловин. Родовище вступає в розробку з безводній продукцією з початковим середнім дебітом однієї свердловини 117 тонн нафти на добу. У перший рік розробки вводиться в експлуатацію 42 нафтових свердловин і 6 нагнітальних. Видобуток нафти становить 486 тисяч тонн на рік, а закачування 149 тисяч кубічних метрів. У наступні роки видобуток нафти продовжує рости. Максимальний рівень видобутку в обсязі 35166 тисяч тонн був досягнутий у 1986 році. Темп відбору цього року склав 6,1 відсотка від початкових видобутих запасів.
Перші механізовані свердловини, обладнані електроцентробежнимі насосами, з'явилися в липні 1972 року. Перші штангові насоси з'явилися в жовтні 1978 року. У 1981 році було 404 механізованих свердловини і обсяг нафти, видобутої механізованим способом, склав близько двадцяти дев'яти відсотків від загального видобутку.
Інтенсивний переклад свердловин на механізований спосіб експлуатації припадає на початок вісімдесятих років. До інтенсивного перекладу свердловин на механізований спосіб експлуатації у фонтанних свердловин спостерігається зниження Середнього дебіту діючої свердловини по рідині. Так з 102 тонн у добу на початку розробки він знизився до 67 тонн на добу в 1984 році. Після перекладу на механізований спосіб експлуатації більше п'ятдесяти відсотків чинного фонду спостерігається зростання середнього дебіту однією діючою свердловини до 1990 року, в якому він склав 99 тонн на добу. Після 1990 року середній дебіт по рідини однією діючою свердловини знижується за рахунок вибуття в бездіяльність високодебітних обводнених свердловин.
Інтенсивне падіння середнього дебіту однією діючою свердловини по нафті почалося з 1978 року, коли в продукції нафтових свердловин почалася з'являтися вода.
Відключення високообводненного фонду з експлуатації, яке диктувалося існуючим аварійним становищем на ЦПС, призвело до зниження темпу обводнення родовища. У кінці вісімдесятих років, з-за технологічного не досконалості системи водоводів для підтримки пластового тиску, у шарах Мамонтовского родовища спостерігається накопичення надмірної пластової енергії в результаті зайвої компенсації відбору рідини закачуванням, яка досягла понад 120 відсотків. Усі пласти Мамонтовского родовища мали поточний пластовий тиск на 15-30 атмосфер вище початкового. Це ускладнювало проведення на свердловинах ремонтно-профілактичних робіт, що в свою чергу, відбилося на експлуатаційному фонді. Зупинки окремих нагнітальних свердловин, з метою регулювання пластового тиску, до бажаних результатів не приводили, так як обмежений обсяг закачування води в одних нагнітальних свердловинах компенсувався надлишковим об'ємом закачування в інших нагнітальних свердловинах.
Застосування фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі на мамонтовськой родовищі розпочалося з 1980 року, шляхом закачування нейтралізованого кислого гудрону в дві свердловини пласта БС 10. У 1985-86 роках в 4 нагнітальні свердловини пласта AC 5-6 виробили закачування розчину неионогенного поверхнево активної речовини (НПАВ) - превоцел АФ 9-12. З 1988 року на мамонтовськой родовищі проводяться закачування в пласти АС 4, БС 10, БС 11, різні розчини на основі поліакриламіду і НПАВ і їх композиції, З кінця 1993 року на мамонтовськой родовищі проводяться роботи з підвищення нафтовіддачі шляхом закачування полімерних складів.
У 1989 році на родовищі починаються роботи спільного підприємства «Юганскфракмастер» по гідравлічному розриву пласта (ГРП). Перший гідророзрив був проведений 30.07.1989 року на свердловині № 7404. З 1989 по 1996 рік проведено 108 гідророзриві. Найбільша кількість ГРП - 41, було проведено в 1992 році. За період з 1989 по 1996 рік додатково за рахунок ГРП було видобуто 1475 тисяч 679 тонн нафти.
Станом на 01.01.2005р. з родовища видобуто близько 628 583 000 тонн нафти.
2.2 Організаційна структура ЦДНГ - 8
Посадові інструкції:
ЦДНГ - 8 є одним з цехів Мамонтовского родовища, в якому обслуговування кущових свердловин проводиться чотирма бригадами операторів ДНГ, а управління цеху складається з наступної організаційної структури:
1 Начальник - Колчин Сергій Петрович. Він виконує такі обов'язки: забезпечує виконання планових завдань з видобутку нафти і газу, складає план робіт для всього комплексу ЦДНГ-8. Забезпечує виконання технологічного режиму робіт свердловин; містить у робочому стані виробничий фонд, закріплений за цехом; виробляє поточний аналіз стану експлуатаційного фонду нафтових і газових свердловин; організовує у відповідність до чинного інструкціями технічно правильну експлуатацію свердловин, споруд і комунікацій; визначає поточну потребу в ремонтному обслуговуванні ; забезпечення матеріально-технічними засобами, транспортом, складає план-замовлення на підземний і капітальний ремонт і вплив на привибійну зону, контролює проведення робіт по закінченню буріння і капітального ремонту свердловин; забезпечує виконання планів впровадження нової техніки, прогресивної технології, комплексної механізації та автоматизації виробничих процесів, бере участь у розслідуванні причин аварій нафтопромислового обладнання, технологічних установок і комунікацій, містить закріплену за цехом територію у зразковому стані.
2 Заступник начальника цеху знаходиться в безпосередньому підпорядкуванні у начальника цеху. Основними завданнями якого є: організація технічної підготовки виробництва, спрямованої на виконання планових завдань з видобутку нафти і газу; організація безпечного ведення технологічних процесів і виконання робіт у відповідності з затвердженими проектами, технологічними регламентами, планами, паспортами, геолого-технічними нарядами, вимог правил і норм безпеки, організації робіт зі створення безпечних умов праці в цеху; здійснення контролю за роботою цеху з поліпшення умов праці, здійснення організаційно-технічних та санітарно-гігієнічних заходів з попередження виробничого травматизму та пожежної безпеки.
3 Старший фахівець - призначення посади: ведення табеля обліку використання робочого часу по цеху. Оформлення документації пов'язаної з обліком робочого часу, оплатою праці, рухом персоналу для надання у відділ праці, відділ обліку руху кадрів і в інші підрозділи. Взаємодія: фахівці цеху, відділу оплати праці; відділу обліку та руху кадрів; ТОВ «Облік і звітність», інших підрозділів суспільства.
4 Заступник начальника цеху з призначення посади: організація геолого-технічних заходів, спрямованих на виконання планових завдань з видобутку нафти. Взаємодія: керівники, спеціалісти апарату управління та ЦІТС. Геологічна служба цеху.
5 Геологічна служба - призначення посади: для розробки геолого-технічних заходів, спрямованих на виконання планових завдань з видобутку нафти. Взаємодія: керівники, спеціалісти апарату управління.
6 Провідний геолог, виходячи із затверджених норм відбору нафти, газу і рідини з експлуатованих об'єктів, становить технічні режими роботи експлуатаційних свердловин і надає їх в НГВУ на затвердження; проводить поточний аналіз стану експлуатаційного фонду нафтових і газових свердловин, забезпечує проведення промислово-гідродинамічних досліджень у свердловині у відповідності з діючими правилами; складає плани-замовлення на підземний і капітальний ремонт свердловин, здійснює контроль за охороною надр у процесі розбурювання та експлуатації нафтових і газових родовищ і нагляд за станом законсервованих свердловин.
7 Старший механік виконує такі обов'язки: організовує правильну і безпечну експлуатацію, своєчасне проведення технічного обслуговування та ремонту обладнання, закріпленого за цехом; забезпечує відповідність технічного стану обладнання та механізмів, інструменту, вимогам правил технічної експлуатації, бере участь у розробці організаційно-технічних заходів з попередження аварій , пожеж, нещасних випадків і професійних захворювань. Забезпечує своєчасний профілактичний огляд і ремонт вентиляційних систем, бере участь у комісії при перевірці знань робітників, бере участь у розробці планів поліпшення і оздоровлення умов праці і забезпечує виконання запланованих заходів, керує роботами з небезпечними умовами праці, виконує роботи, пов'язані з ліквідації наслідків аварій.
8 Технологічна служба - призначення посади: для розробки родовищ, закріплених за цехом відповідно до встановлених технологічними схемами розробки. Для складання технологічних режимів роботи експлуатаційних свердловин, складання режимів робіт інших виробничих об'єктів. Взаємодія: Керівники, спеціалісти апарату управління, структурних підрозділів, оператори пульта управління, ЦІТС, пульт управління.
2.3 Організація робіт при підготовці нафти на ДНС - ЮВ
Установка попереднього скидання води на ДНС «Південний Схід» Мамонтовского родовища.
Установка попереднього скидання води на ДНС-ЮВ ТОВ «РН-Юганскнефтегаз» призначена для сепарації газонафтової емульсії, попереднього скидання і підготовки води з емульсії в обсязі споживання КНС-СЗ, підготовка підтоварної води і подальша відкачка: нафти на УПСВ-2 і далі до цеху підготовки і перекачування нафти ЦППН-2, а підтоварної води - на КНС-ЮВ.
Продуктивність по рідини (нафта + вода) 23 000 м 3 / доб. Паливо для енергетичних установок і транспортних засобів, мінеральні добрива і синтетичний каучук, мастильні матеріали і синтетичні миючі засоби, штучні волокна і пластмаси, лікарські препарати та парфумерні вироби, зріджений газ і асфальт - такий далеко не повний перелік найважливіших продуктів, одержуваних з нафти і газу .
Розвиток нафтової і газової промисловості, на ряду з відкриттям і прискореним освоєнням нових нафтових і газових родовищ, пов'язане з підвищенням ефективності виробництва за рахунок удосконалення техніки і технології видобутку нафти і газу, збільшення ступеня індустріалізації і скорочення термінів будівництва об'єктів, вдосконалення методів і засобів розробки нафтових і газових родовищ, збільшення ступеня вилучення з надр запасів нафти і газу. Процеси, пов'язані зі збором та підготовкою нафти і газу, займають важливе місце в комплексі технологічних процесів з його видобування.
Видобуток нафти і газу з технічної точки зору - це сукупність технологічних процесів, здійснюваних на нафтогазовидобувних підприємствах для отримання цих продуктів в певній кількості і певної якості.
Найважливіші з цих процесів - експлуатація свердловин, збір, підготовка і транспорт нафти і газу.
Система збору нафти, газу і води на нафтових родовищах - це сукупність трубопровідних комунікацій і устаткування, призначених для збору продукції окремих свердловин і доставки її до пунктів підготовки нафти, газу і води.
Підготовка нафти і газу - це технологічні процеси, здійснювані з метою приведення їх якості у відповідність до вимог діючих стандартів і технічних умов.
При підготовці нафти проводять її зневоднення (відділення води) знесолення (видалення солей) або стабілізацію. При необхідності застосовують поєднання цих процесів. Підготовлену нафту по магістральних нафтопроводах або в цистернах залізницею подають на нафтопереробні заводи та іншим споживачам.
Газ готують для його подальшого транспортування по газопроводах, приведення його якості у відповідність з вимогами, визначеними з умов безпечного використання його споживачами, а також з метою отримання сировини для нафтохімії та інших галузей народного господарства.
Універсальної системи збору нафти, газу і води, тобто такої, яку можна було б ефективно застосовувати на будь-якому родовищі, не існує. Кожне родовище має свої особливості, пов'язані з природно-кліматичними умовами, розміщенням свердловин, способами, обсягами видобутку та фізико-хімічними властивостями нафти, газу і води. Тому на кожному родовищі застосовують таку систему збору продукції свердловин, яка найбільш прийнятна для даного родовища.
Мета моєї курсової роботи: Розрахунок собівартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ, ЦДНГ - 8, Мамонтовского родовища.
Завдання:
- Дати характеристику родовища;
- Розглянути організаційну структуру і функції служб і відділів;
- Розрахувати собівартість підготовки 1 тонни нафти;
- Розглянути динаміку показників.
У роботі використовувалися табличні і графічні методи.
II Організаційна частина
2.1 Загальні відомості про мамонтовськой родовищі
Мамонтовськой родовище нафти відкрито в 1965 році, введено в розробку в 1970 році і в даний час знаходиться в стадії зменшення видобутку нафти. З числа родовищ, які знаходяться в промисловій експлуатації, мамонтовськой родовище є третім за величиною в Західному Сибіру після Самотлорского і Федорівського родовищ.
В адміністративному відношенні мамонтовськой родовище розташоване в Нефтеюганском районі Ханти-Мансійського автономного округу, Тюменської області, в 50 км. на південь від міста Нафтоюганська. Місцевість являє собою заболочену, слабовсхломленную рівнину. У межах площі, приблизно від 10 до 15 відсотків припадає на озера і ділянки сильної заболоченості, близько 20 відсотків зайнято ділянками помірної заболоченості. Значну площу займає заплава річки Великий Балик, крім якої протікають річки Малий Балик, Ай-Яун, Кінь-Ях і Пить-Ях.
Територія родовища під посіви сільськогосподарських культур не використовується. Мамонтовськой родовище є найбільшим в УДНГ «РН - ЮНГ».
Географічне положення території визначає її кліматичні особливості. Найбільш важливими факторами формування клімату є перенесення повітряних мас із заходу і вплив континенту. Взаємодія двох протилежних факторів надає циркуляції атмосфери над розглянутої територією швидку зміну циклонів і антициклонів, сприяє частим змін погоди і сильних вітрів.
Середньорічна температура повітря мінус 3,1 ° С, середньомісячна температура повітря найбільш холодного місяця січня мінус 22 ° С, самого жаркого - липня плюс 17 ° С. Абсолютний мінімум температури припадає на грудень мінус 55 ° С, абсолютний максимум - на червень плюс 34 ° С. Опадів в районі випадає багато. У теплий період з квітня по жовтень 467 мм, в холодні місяці з листопада по березень 209 мм. Річна сума опадів 676 мм. Відповідно тримається висока вологість повітря, середня відносна вологість змінюється від 66% до 82%.
Родовище розташоване на початку четвертої (заключної) стадії розробки, що характеризується високим ступенем відбору видобутих запасів (72 відсотки) і обводненість видобутої продукції (85 відсотків), уповільненням темпів падіння видобутку нафти. У продуктивних пластах міститься 152 млн. тонн затверджених запасів нафти, які необхідно винести з надр.
На родовищі пробурено більше 5500 свердловин. Проектний фонд разбурен на 112 відсотків. На початок 2006 року в чинному видобувному фонді значилося 3251 свердловина, у чинному нагнітальному фонді - 720 свердловин.
Пробурений фонд свердловин Мамонтовского родовища володіє певними резервами поліпшення показників їх використання та експлуатації.
Пласти АС 4 і AC 5 передбачалося розробляти спільно з БС 10. Пласт БС 8 розглядався як поворотний об'єкт. Першими введеними в експлуатацію були п'ять нафтових свердловин: № № 1073, 1074, 1075, 1077, 1078, запущеними фонтанним способом. Через два місяці після введення в експлуатацію нафтових свердловин, а саме 22 липня 1970 року на родовищі починається заводнення з метою підтримки пластового тиску.
Мамонтовськой родовище характеризується швидкими темпами розбурювання. Експлуатаційне буріння в першій половині вісімдесятих років сягає більше мільйона погонних метрів, щорічно вводяться в розробку від 40 до 400 нових свердловин. Родовище вступає в розробку з безводній продукцією з початковим середнім дебітом однієї свердловини 117 тонн нафти на добу. У перший рік розробки вводиться в експлуатацію 42 нафтових свердловин і 6 нагнітальних. Видобуток нафти становить 486 тисяч тонн на рік, а закачування 149 тисяч кубічних метрів. У наступні роки видобуток нафти продовжує рости. Максимальний рівень видобутку в обсязі 35166 тисяч тонн був досягнутий у 1986 році. Темп відбору цього року склав 6,1 відсотка від початкових видобутих запасів.
Перші механізовані свердловини, обладнані електроцентробежнимі насосами, з'явилися в липні 1972 року. Перші штангові насоси з'явилися в жовтні 1978 року. У 1981 році було 404 механізованих свердловини і обсяг нафти, видобутої механізованим способом, склав близько двадцяти дев'яти відсотків від загального видобутку.
Інтенсивний переклад свердловин на механізований спосіб експлуатації припадає на початок вісімдесятих років. До інтенсивного перекладу свердловин на механізований спосіб експлуатації у фонтанних свердловин спостерігається зниження Середнього дебіту діючої свердловини по рідині. Так з 102 тонн у добу на початку розробки він знизився до 67 тонн на добу в 1984 році. Після перекладу на механізований спосіб експлуатації більше п'ятдесяти відсотків чинного фонду спостерігається зростання середнього дебіту однією діючою свердловини до 1990 року, в якому він склав 99 тонн на добу. Після 1990 року середній дебіт по рідини однією діючою свердловини знижується за рахунок вибуття в бездіяльність високодебітних обводнених свердловин.
Інтенсивне падіння середнього дебіту однією діючою свердловини по нафті почалося з 1978 року, коли в продукції нафтових свердловин почалася з'являтися вода.
Відключення високообводненного фонду з експлуатації, яке диктувалося існуючим аварійним становищем на ЦПС, призвело до зниження темпу обводнення родовища. У кінці вісімдесятих років, з-за технологічного не досконалості системи водоводів для підтримки пластового тиску, у шарах Мамонтовского родовища спостерігається накопичення надмірної пластової енергії в результаті зайвої компенсації відбору рідини закачуванням, яка досягла понад 120 відсотків. Усі пласти Мамонтовского родовища мали поточний пластовий тиск на 15-30 атмосфер вище початкового. Це ускладнювало проведення на свердловинах ремонтно-профілактичних робіт, що в свою чергу, відбилося на експлуатаційному фонді. Зупинки окремих нагнітальних свердловин, з метою регулювання пластового тиску, до бажаних результатів не приводили, так як обмежений обсяг закачування води в одних нагнітальних свердловинах компенсувався надлишковим об'ємом закачування в інших нагнітальних свердловинах.
Застосування фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі на мамонтовськой родовищі розпочалося з 1980 року, шляхом закачування нейтралізованого кислого гудрону в дві свердловини пласта БС 10. У 1985-86 роках в 4 нагнітальні свердловини пласта AC 5-6 виробили закачування розчину неионогенного поверхнево активної речовини (НПАВ) - превоцел АФ 9-12. З 1988 року на мамонтовськой родовищі проводяться закачування в пласти АС 4, БС 10, БС 11, різні розчини на основі поліакриламіду і НПАВ і їх композиції, З кінця 1993 року на мамонтовськой родовищі проводяться роботи з підвищення нафтовіддачі шляхом закачування полімерних складів.
У 1989 році на родовищі починаються роботи спільного підприємства «Юганскфракмастер» по гідравлічному розриву пласта (ГРП). Перший гідророзрив був проведений 30.07.1989 року на свердловині № 7404. З 1989 по 1996 рік проведено 108 гідророзриві. Найбільша кількість ГРП - 41, було проведено в 1992 році. За період з 1989 по 1996 рік додатково за рахунок ГРП було видобуто 1475 тисяч 679 тонн нафти.
Станом на 01.01.2005р. з родовища видобуто близько 628 583 000 тонн нафти.
2.2 Організаційна структура ЦДНГ - 8
Посадові інструкції:
ЦДНГ - 8 є одним з цехів Мамонтовского родовища, в якому обслуговування кущових свердловин проводиться чотирма бригадами операторів ДНГ, а управління цеху складається з наступної організаційної структури:
1 Начальник - Колчин Сергій Петрович. Він виконує такі обов'язки: забезпечує виконання планових завдань з видобутку нафти і газу, складає план робіт для всього комплексу ЦДНГ-8. Забезпечує виконання технологічного режиму робіт свердловин; містить у робочому стані виробничий фонд, закріплений за цехом; виробляє поточний аналіз стану експлуатаційного фонду нафтових і газових свердловин; організовує у відповідність до чинного інструкціями технічно правильну експлуатацію свердловин, споруд і комунікацій; визначає поточну потребу в ремонтному обслуговуванні ; забезпечення матеріально-технічними засобами, транспортом, складає план-замовлення на підземний і капітальний ремонт і вплив на привибійну зону, контролює проведення робіт по закінченню буріння і капітального ремонту свердловин; забезпечує виконання планів впровадження нової техніки, прогресивної технології, комплексної механізації та автоматизації виробничих процесів, бере участь у розслідуванні причин аварій нафтопромислового обладнання, технологічних установок і комунікацій, містить закріплену за цехом територію у зразковому стані.
2 Заступник начальника цеху знаходиться в безпосередньому підпорядкуванні у начальника цеху. Основними завданнями якого є: організація технічної підготовки виробництва, спрямованої на виконання планових завдань з видобутку нафти і газу; організація безпечного ведення технологічних процесів і виконання робіт у відповідності з затвердженими проектами, технологічними регламентами, планами, паспортами, геолого-технічними нарядами, вимог правил і норм безпеки, організації робіт зі створення безпечних умов праці в цеху; здійснення контролю за роботою цеху з поліпшення умов праці, здійснення організаційно-технічних та санітарно-гігієнічних заходів з попередження виробничого травматизму та пожежної безпеки.
3 Старший фахівець - призначення посади: ведення табеля обліку використання робочого часу по цеху. Оформлення документації пов'язаної з обліком робочого часу, оплатою праці, рухом персоналу для надання у відділ праці, відділ обліку руху кадрів і в інші підрозділи. Взаємодія: фахівці цеху, відділу оплати праці; відділу обліку та руху кадрів; ТОВ «Облік і звітність», інших підрозділів суспільства.
4 Заступник начальника цеху з призначення посади: організація геолого-технічних заходів, спрямованих на виконання планових завдань з видобутку нафти. Взаємодія: керівники, спеціалісти апарату управління та ЦІТС. Геологічна служба цеху.
5 Геологічна служба - призначення посади: для розробки геолого-технічних заходів, спрямованих на виконання планових завдань з видобутку нафти. Взаємодія: керівники, спеціалісти апарату управління.
6 Провідний геолог, виходячи із затверджених норм відбору нафти, газу і рідини з експлуатованих об'єктів, становить технічні режими роботи експлуатаційних свердловин і надає їх в НГВУ на затвердження; проводить поточний аналіз стану експлуатаційного фонду нафтових і газових свердловин, забезпечує проведення промислово-гідродинамічних досліджень у свердловині у відповідності з діючими правилами; складає плани-замовлення на підземний і капітальний ремонт свердловин, здійснює контроль за охороною надр у процесі розбурювання та експлуатації нафтових і газових родовищ і нагляд за станом законсервованих свердловин.
7 Старший механік виконує такі обов'язки: організовує правильну і безпечну експлуатацію, своєчасне проведення технічного обслуговування та ремонту обладнання, закріпленого за цехом; забезпечує відповідність технічного стану обладнання та механізмів, інструменту, вимогам правил технічної експлуатації, бере участь у розробці організаційно-технічних заходів з попередження аварій , пожеж, нещасних випадків і професійних захворювань. Забезпечує своєчасний профілактичний огляд і ремонт вентиляційних систем, бере участь у комісії при перевірці знань робітників, бере участь у розробці планів поліпшення і оздоровлення умов праці і забезпечує виконання запланованих заходів, керує роботами з небезпечними умовами праці, виконує роботи, пов'язані з ліквідації наслідків аварій.
8 Технологічна служба - призначення посади: для розробки родовищ, закріплених за цехом відповідно до встановлених технологічними схемами розробки. Для складання технологічних режимів роботи експлуатаційних свердловин, складання режимів робіт інших виробничих об'єктів. Взаємодія: Керівники, спеціалісти апарату управління, структурних підрозділів, оператори пульта управління, ЦІТС, пульт управління.
2.3 Організація робіт при підготовці нафти на ДНС - ЮВ
Установка попереднього скидання води на ДНС «Південний Схід» Мамонтовского родовища.
Установка попереднього скидання води на ДНС-ЮВ ТОВ «РН-Юганскнефтегаз» призначена для сепарації газонафтової емульсії, попереднього скидання і підготовки води з емульсії в обсязі споживання КНС-СЗ, підготовка підтоварної води і подальша відкачка: нафти на УПСВ-2 і далі до цеху підготовки і перекачування нафти ЦППН-2, а підтоварної води - на КНС-ЮВ.
Продуктивність по нафті 10 000 м 3 / доб.
Необхідний обсяг відкачування підтоварної води на ППД
(I черга будівництва) 13 000 м 3 / доб.
Продуктивність по газу 113 700 нм 3 / доб.
Робочий тиск, МПа 0,58
Розрахунковий тиск щодо апаратів, МПа 1,0
Робоче середовище - продукція нафтових свердловин нафту, газ, вода
Температура робочого середовища, 0 С 65
Склад споруд на ДНС-ЮВ
1. Колектор - усреднітель потоку (КУП-1) Ду = 1000 мм, L = 20 м;
2. Розширювач (Р-1) Ду = 1400 мм, L = 10 м;
3. Змішувач (СМ) Ду = 630 мм, L = 2 м, призначений для інтенсивного перемішування водонафтової емульсії з деемульгатора;
4. Колектор - усреднітель потоку (КУП-2) Ду = 1000 мм, L = 30 м;
5. Пристрій попереднього відбору газу (УПОГ) Ду = 1000 мм, L = 70м;
6. Трубний кінцевий дільник фаз (КДФТ-1ч4) Ду = 1400 мм, L = 60 м;
7. Газовий розширювач (Р-2) Ду = 500 мм, L = 4 м;
8. Блок подачі інгібітора корозії (БРХ-1) БРХ-2, 5;
9. Блок подачі деемульгатора (БРХ-2) БДР-25/6М;
10. Нафтогазовий сепаратор (НС-1 / 1,2) V = 50 м 3;
11. Нафтогазовий сепаратор (НС-2 / 1,2) V = 50 м 3;
12. Газовий сепаратор (СГ) V = 50 м 3;
13. Дренажна ємність (ОД-1) V = 25 м 3;
14. Дренажна ємність витоків з насосів (ОД-2) V = 25 м 3;
15. Дренажна ємність (ОД-3) V = 63 м 3;
16. Ємність каналізаційна (ЄК) V = 40 м 3;
17. Операторна;
18. Факел високого тиску (ФЗД);
19. Насоси відкачування нафти (НА-1ч4) ЦНС 300-360;
20. Вузол обліку газу (УУГ);
21. Блок якості нафти (БКН);
22. Вузол обліку нафти (УУН).
Дожимна насосна станція
Дожимні насосні станції (ДНС) застосовуються в тих випадках, якщо на родовищах пластової енергії недостатньо для транспортування нафтогазової суміші до УПСВ або ЦППН. Зазвичай ДНС застосовуються на віддалених родовищах.
Дожимні насосні станції призначені для сепарації нафти від газу, очищення газу від краплинної рідини, подальшого окремого транспортування нафти відцентровими насосами, а газу під тиском сепарації. У залежності від пропускної здатності по рідини існує кілька типів ДНС. Дожимна насосна станція складається з наступних блоків:
буферної ємності; збору та відкачки витоків нафти; насосного блоку; свічки аварійного скидання газу.
Всі блоки ДНС уніфіковані. В якості буферної ємності застосовуються горизонтальні нафтогазові сепаратори (НГС) об'ємом 50 м 3 і більше. ДНС має резервну буферну ємність і насосний агрегат. Технологічною схемою ДНС буферні ємності призначені для:
· Приймання нафти з метою забезпечення рівномірного надходження нафти до прийому перекачувальних насосів;
· Сепарації нафти від газу;
· Підтримки постійного підпору порядку 0,3 - 0,6 МПа на прийомі насосів.
Для створення спокійного дзеркала рідини внутрішня площина буферної ємності обладнується гратчастими поперечними перегородками. Газ з буферних ємностей відводиться в газозбірної колектор.
Насосний блок включає в себе кілька насосів, систему вентиляції, систему збору витоків рідини, систему контролю технологічних параметрів і систему опалення. Кожен насос має електродвигун. Система контролю технологічних параметрів обладнується вторинними датчиками, з виведенням показань приладів на пульт управління в операторної ДНС. У насосному блоці передбачено кілька систем захистів при відхиленні параметрів роботи насосів від режимних:
1. Автоматичне відключення насосів при аварійному зниженні або збільшенні тиску в нагнітальному лінії. Контроль здійснюється за допомогою електроконтактних манометрів.
2. Автоматичне відключення насосів при аварійному збільшенні температури підшипників насосів або електродвигунів. Контроль здійснюється за допомогою датчиків температури.
3. Автоматичне перекриття засувок на викиді насосів у разі їх відключення.
4. Автоматичне включення витяжної вентиляції при перевищенні гранично допустимої концентрації газу в насосному приміщенні, при цьому насоси повинні автоматично відключатися.
Блок збору та відкачки витоків складається з дренажної ємності об'ємом 4 - 12 м 3, обладнаної насосом НВ 50/50 з електродвигуном. Цей блок служить для збору витоків від сальників насосів і від запобіжних клапанів буферних ємностей. Відкачування рідини з дренажної ємності здійснюється на прийом основних технологічних насосів. Рівень в ємності контролюється за допомогою поплавкових датчиків, в залежності від заданого верхнього та нижнього рівнів.
Нафта від групових замірних установок надходить в буферні ємності, сепарується. Потім нафта подається на прийом робітників насосів і далі в нафтопровід. Відсепароване газ під тиском до 0,6 МПа через вузол регулювання тиску надходить в промисловий газозбірної колектор. За газозбірної колектору газ надходить на газокомпресорну станцію або на газопереробний завод (ГПЗ). Витрата газу заміряється камерної діафрагмою, що встановлюється на загальній газовій лінії. Рівень нафти в буферних ємностях підтримується за допомогою поплавкового рівнеміра і електроприводної засувки, розташованої на напірному нафтопроводі. При перевищенні максимально допустимого рівня рідини в НГС датчик рівнеміра передає сигнал на пристрій керування електроприводної засувки, вона відкривається, і рівень в НГС знижується. При зниженні рівня нижче мінімально допустимого електроприводна засувка закривається, забезпечуючи тим самим збільшення рівня рідини в НГС. Для рівномірного розподілу нафти і тиску буферні ємності з'єднані між собою перепускний лінією.
На кожній ДНС повинні знаходитися технологічна схема і регламент роботи, затверджені технічним керівником підприємства. Згідно цим нормативним документам проводиться контроль над режимом роботи ДНС.
Принцип роботи ДНС
Нафта від групових замірних установок надходить в буферні ємності, сепарується. Потім нафта подається на прийом робітників насосів і далі в нафтопровід. Відсепароване газ під тиском до 0,6 МПа через вузол регулювання тиску надходить в промисловий газозбірної колектор. За газозбірної колектору газ надходить на газокомпресорну станцію або на газопереробний завод (ГПЗ). Витрата газу заміряється камерної діафрагмою, що встановлюється на загальній газовій лінії. Рівень нафти в буферних ємностях підтримується за допомогою поплавкового рівнеміра і електроприводної засувки, розташованої на напірному нафтопроводі. При перевищенні максимально допустимого рівня рідини в НГС датчик рівнеміра передає сигнал на пристрій керування електропріводноі засувки, вона відкривається, і рівень в НГС знижується. При зниженні рівня нижче мінімально допустимого електроприводна засувка закривається, забезпечуючи тим самим збільшення рівня рідини в НГС. Для рівномірного розподілу нафти і тиску буферні ємності з'єднані між собою
перепускний лінією.
На різних стадіях виробничого процесу застосовуються різноманітні технологічні схеми, які можуть включати наступні
види робіт:
· Освоєння свердловини (компонування низу, перфорація колони, виклик
припливу флюїдів, відновлення і збільшення проникності привибійної зони пластів;
· Дослідження і встановлення оптимального режиму роботи свердловин;
· Ліквідація ускладнень при експлуатації наземного нафтопромислового обладнання;
· Вплив на поклад (підтримання пластового тиску, підвищення нафтовіддачі).
У цілому процес видобутку можна розділити на три частини:
· Розробка нафтового родовища (здійснення руху флюїдів по пласту і управління ним);
· Підйом флюїдів з вибоїв видобувних свердловин на поверхню;
· Збір і підготовка нафти, попутного газу і попутної води.
В установках комплексної підготовки нафти від неї відокремлюють нафтовий газ і попутну воду, доводять нафту до товарних кондицій, тобто здійснюють глибоке зневоднення продукції, видалення солеї і стабілізацію нафти (відділення випаровуються компонентів при тиску менше атмосферного).
Товарну нафту здають нафтотранспортним підприємствам (НШ) для передачі на нафтопереробні заводи (НПЗ). Відповідно до ГОСТ "Нафта Ступінь підготовки для нафтопереробних підприємстві. Технічні умови" виділяють три групи нафти за ступенем підготовки, які різняться за вмістом води, хлористих з'єднанні, механічних домішок і тиску насичених парів при температурі
нафти в пункті здачі.
Нафтовий газ подається під власним тиском на ГШ, де з газу виділяють важкі вуглеводневі фракції (очищають від механічних і шкідливих домішок), осушують і направляють споживачеві.
Відокремлену від нафти воду подають з УКПВ і разом з водами інших джерел з водозабору (ВЗ) за допомогою блокових кущових насосних станцій (БКНС) в нагнітальні свердловини (НС) і далі в поклад для витіснення нафти. Для підвищення нафтовіддачі в закачує воду можуть додавати різні реагенти. Для цього встановлюють дозаторні установки.
III Розрахунково-економічна частина
3.1 Вихідні дані для розрахунку собівартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ
Для розрахунку витрат вартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ потрібні наступні вихідні дані за 2007 рік.
- Основні та допоміжні матеріали за ціною (руб / тн);
Обсяг підготовки 1900000
Сепарол 42120
Сепарол ES-3344 51662
Рекорд 118 36790
СНПХ - 4810 60060
LML - 4312 34840
- Електроенергія: ціна за 1 кВт-год - 167 руб.;
- Тарифні ставки операторів (руб / год):
оператор 3 розряду - 33,40
оператор 4 розряду - 44,45
оператор 5 розряду - 52,87
- Відрахування на соціальні потреби - 26% від суми заробітної плати.
3.2 Розрахунок собівартості підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ
3.2.1 Розрахунок витрат за статтею «Сировина і матеріали»
Розрахунок витрат на основні і допоміжні матеріали виробляємо за такою формулою:
З = Q * Z,
де З - витрати на основні і допоміжні матеріали
Q - Кількість витрачених матеріалів
Z - Ціна за одиницю матеріалу, руб.
При роботі ДНС використовуються хімреагенти і допоміжні матеріали, розрахунок витрат на основні і допоміжні матеріали подано в таблиці 1.
Таблиця 1 - Розрахунок витрат на основні і допоміжні матеріали
| № п / п | Найменування | Од. ізм | Уд. норма витрати, м / тн | Обсяг підго-товки, тис. тн | Кількість хімреа-Гента, тн | Ціна; руб. | Сума, руб. |
| 1 | Сепарол | тн | 3,9 | 1900000 | 7410 | 4212 | 31210920 |
| 2 | Сепарол ES-3344 | тн | 2,56 | 1900000 | 4864 | 5166,2 | 25128396 |
| 3 | Рекорд 118 | тн | 2,81 | 1900000 | 5339 | 3679 | 19610147 |
| 4 | СНПХ-4810 | тн | 3,82 | 1900000 | 7258 | 6006 | 43591548 |
| 5 | LML-4312 | тн | 3,25 | 1900000 | 6175 | 3484 | 21513700 |
| Разом | руб. | 141054711 |
З сепарол = Q * Ц = 7410 * 4212 = 31210920 руб.
Усього витрат на матеріали склали: 141054711 крб.
3.2.2 Розрахунок витрат за статтею «Електроенергія»
Так як на ДНС при підготовці нафти використовуються сепаратори і насоси ЦНС різного напору. то розрахунок витрат на електроенергію виробляємо наступним чином: обсяг підготовки нафти множимо на питому норму витрати електроенергії на 1 тонну, отриману електроенергію множимо на вартість 1 кВт / ч. Максимум навантаження множимо на вартість 1 кВт або 1000 кВт. Далі отримані суми за кВт / год і кВт складають. Розрахунок витрат на електроенергію представлений в таблиці 2.
Таблиця 2. - Розрахунок витрат на електроенергію
| Найменування робіт | Од. ізм. | Кількість |
| Підготовка нафти | ||
| 1. Обсяг підготовки нафти | тис. тн | 1950 |
| 2. Питома норма витрати | кВт * год * тн | 1,9 |
| 3. Кількість електроенергії | тн * кВт * год | 3610 |
| 4. Середня вартість кВт * год | руб. | 167 |
| Разом | руб. | 602870 |
| Зовнішня перекачування нафти | ||
| 1. Обсяг здачі нафти | тис.тн | 1950 |
| 2. Питома норма витрати | кВт * год * тн | 1,8 |
| 3. Кількість електроенергії | тн * кВт * год | 3420 |
| 4. Середня вартість 1 кВт * год | руб. | 167 |
| Разом | руб. | 571140 |
| Всього | руб. | 1174010 |
3.2.3 Розрахунок витрат за статтею «Амортизація»
Сума амортизації розраховується виходячи із середньорічної вартості обладнання, норми амортизації у відсотках до середньорічної вартості. Рух основних фондів на ДНС не розглядаємо, оскільки протягом року основні фонди не вибули з підприємства і надходження нових не спостерігалося. Розрахунок витрат на амортизацію представлений в таблиці 3.
Таблиця 3. Розрахунок амортизаційних відрахувань
| Найменування об'єкта | Середньорічна. вартість, грн. | Норма Амортиз ації,% | Сума амортизації, грн. |
| Сепаратор | 2680007 | 8,0 | 214400,56 |
| Дренажна ємність | 811625 | 5,0 | 40581,25 |
| Вузол обліку газу | 920500 | 8,0 | 73640 |
| Газовий сепаратор | 469202 | 6,0 | 28152,12 |
| Вузол обліку нафти | 292159 | 5,0 | 14607,95 |
| Резервуар технологічний | 350750 | 5,0 | 17537,5 |
| ЦНС 300/360, 4 шт. | 1934490 | 11,0 | 212793,9 |
| Блок якості нафти | 1476000 | 10,0 | 147600 |
| Колектор | 1837850 | 9,0 | 165406,5 |
| Операторна | 1002780 | 8,0 | 80222,4 |
| Разом | 994942,18 |
3.2.4 Розрахунок витрат за статтею «Транспорт»
Транспорт для безперервного технологічного процесу замовляємо у транспортних підприємств, тому розрахунок витрат на транспорт виробляємо виходячи з вартості машино-години і
3.2.5 Розрахунок витрат на заробітну плату операторів, які обслуговують ДНС - ЮВ
Розрахунок заробітної плати основного персоналу ДНС - ЮВ здійснюється за тарифними ставками за фактично відпрацьований час з урахуванням відсотка на доплати і премію, розміру районного коефіцієнта і північній надбавки. На ДНС - ЮВ 4 бригади операторів по 4 людини в кожній: 1 людина - оператор 3 розряду, 2 людини - оператора 4 розряду, 1 особа - оператор 5 розряду, керівників і спеціалістів - 3 людини, відсоток доплат за й у нічний час - 10 %, відсоток премії - 90%, районний коефіцієнт - 0,7, північна надбавка 50%.
Розрахунок витрат на заробітну плату представлений в таблиці 5.
3.2.6 Розрахунок витрат за статтею «Відрахування на єдиний соціальний податок»
Відрахування на соціальні потреби роблять у розмірі 26% від фонду заробітної плати, до якого входять: виплати за лікарняними листками, фонд соціального страхування.
З соц.нужди = ФОП * Н отч.
100%
де,
ФОП - фонд оплати праці,
Н отч - норма відрахувань по фондах.
Таблиця 6. Розрахунок витрат на соціальний податок
Приклад розрахунку: З пенс.фонд = 8604706,14 * 20% = 1553239,3 руб.
Усього витрат на соціальний податок: 2019211,09 руб.
3.2.7 Розрахунок витрат за статтею «Накладні витрати»
До накладних витрат відносяться цехові, загальновиробничі витрати і витрати на послуги суміжних підприємств.
У цехові витрати входять витрати на заробітну плату ІТП цеху, витрати на утримання та капітальний ремонт будівель, витрати на електроенергію і тепловодопостачання адміністративної будівлі.
Сума цехових витрат склала 1286663 + 334532 = 1621195 (заробітна плата ІТП + ЄСП).
У загальновиробничі витрати входять витрати на заробітну плату ІТП підприємства, відрахування від неї в позабюджетні фонди, витрати на утримання та експлуатацію їх адміністративної будівлі, поштові, канцелярські та інші витрати. Розрахунок загальновиробничих витрат виробляємо за наступними формулами:
Частка загальновиробничих витрат = ФЗП основ. персоналу ДНС - СЗ * 100% ФЗП ІТП = 8604706 * 100% / 8410152 = 1,02%
Сума загальновиробничих = Сума зарплати * Частка загальнопр. витрат витрат
= 8604706 * 1,02% = 87768 руб.
Послуги суміжників склали 408902 рублів, у тому числі:
- Зв'язок - на суму 42452 рублів
- ТОВ «БСН» - Борець Сервіс Нефтеюганськ - на суму 366450 рублів.
Разом сума накладних витрат склала:
З накл. = З цех. + З загальнопр. + З усл.смеж. = 1621195 + 87768 + 408902 = 2117865руб.
3.2.8 Складання кошторису витрат на вартість підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ
Таблиця 7. Розрахунок кошторису витрат
IV Висновок
Всього витрат: 158078969,7 рублів.
4.1 Динаміка вартості підготовки 1 тонни нафти за 2005 - 2007 роки
Вартість підготовки 1 тонни нафти по роках представлена в таблиці 8.
Таблиця 8. Вартість підготовки 1 тонни нафти за 2005 - 2007 роки.
Малюнок 1. Діаграма собівартості підготовки 1 тонни нафти.
4.2 Висновки та пропозиції
У структуру НК «Роснефть» входять три нафтовидобувних підприємства: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз» і «Томскнефтегаз», п'ять нафтопереробних заводів - Куйбишевський, Новокуйбишевський, Сизранський, Ачинський і Стрежевской, а також 13 підприємств нафтопродуктозабезпечення. НК «Роснефть» здійснює збут нафтопродуктів в 46 регіонах Російської Федерації. НК «Роснефть» має 272 ліцензії на право надрокористування, в тому числі 152 ліцензії на видобуток нафти і газу.
Цех видобутку нафти і газу № 8 є складовою частиною основного виробництва УДНГ «Юганскнефтегаз», основною метою якого є видобуток нафти і попутного газу і задоволення потреб суспільства в нафті і нафтопродуктах. УДНГ «Юганскнефтегаз», у свою чергу є структурною одиницею НК «Роснефть». Організаційна структура ДНС - ЮВ є функціональною, тобто працівники ДНС розділені за посадами відповідно виконуваними функціями. Керівництво ДНС та контроль за її діяльністю здійснює начальник, якому безпосередньо підпорядковуються технолог і майстер. Майстер здійснює керівництво бригадами по обслуговуванню ДНС, які працюють позмінно.
Кошторис витрат на підготовку нафти на ДНС - ЮВ склали 158078969,7 рублів, де собівартість підготовки 1 тонни нафти склала 83,2 руб. / тн., Так як ДНС за рік проводить підготовку 1900000 тн. Нафти.
Для зниження собівартості підготовки 1 тонни нафти необхідно дотримуватися технологічних процесів, вчасно проводити ремонт основних фондів, стежити за справністю роботи обладнання, ліквідувати порушення трудове дисципліни, що дозволить виробничі травми і тд. Найбільш актуальним останнім часом став перехід при підготовці нафти на ДНС на вітчизняний деемульгатор, так як за якістю він не поступається імпортному, але ціна його значно нижче.
Таблиця 6. Розрахунок витрат на соціальний податок
| Фонди | % Відрахування | Сума відрахувань |
| Пенсійний фонд | 20% | 1553239,3 |
| Фонд медичного страхування | 2,8% | 217453,5 |
| Фонд соціального страхування | 3,2% | 248518,28 |
| Разом | 26,% | 2019211,09 |
Усього витрат на соціальний податок: 2019211,09 руб.
3.2.7 Розрахунок витрат за статтею «Накладні витрати»
До накладних витрат відносяться цехові, загальновиробничі витрати і витрати на послуги суміжних підприємств.
У цехові витрати входять витрати на заробітну плату ІТП цеху, витрати на утримання та капітальний ремонт будівель, витрати на електроенергію і тепловодопостачання адміністративної будівлі.
Сума цехових витрат склала 1286663 + 334532 = 1621195 (заробітна плата ІТП + ЄСП).
У загальновиробничі витрати входять витрати на заробітну плату ІТП підприємства, відрахування від неї в позабюджетні фонди, витрати на утримання та експлуатацію їх адміністративної будівлі, поштові, канцелярські та інші витрати. Розрахунок загальновиробничих витрат виробляємо за наступними формулами:
Частка загальновиробничих витрат = ФЗП основ. персоналу ДНС - СЗ * 100% ФЗП ІТП = 8604706 * 100% / 8410152 = 1,02%
Сума загальновиробничих = Сума зарплати * Частка загальнопр. витрат витрат
= 8604706 * 1,02% = 87768 руб.
Послуги суміжників склали 408902 рублів, у тому числі:
- Зв'язок - на суму 42452 рублів
- ТОВ «БСН» - Борець Сервіс Нефтеюганськ - на суму 366450 рублів.
Разом сума накладних витрат склала:
З накл. = З цех. + З загальнопр. + З усл.смеж. = 1621195 + 87768 + 408902 = 2117865руб.
3.2.8 Складання кошторису витрат на вартість підготовки 1 тонни нафти на ДНС - ЮВ
Таблиця 7. Розрахунок кошторису витрат
| № п / п | Найменування елемента | Загальна сума |
| 1 | Сировина і матеріали | 141054711 |
| 2 | Електроенергія | 1174010 |
| 3 | Амортизація | 994942,18 |
| 4 | Транспорт | 2113524,51 |
| 5 | Заробітна плата | 8604706,14 |
| 6 | Відрахування на соціальний податок | 2019211,09 |
| 7 | Разом прямих витрат | 15561104,7 |
| 8 | Накладні витрати | 2117865 |
| 9 | Разом | 158078969,7 |
IV Висновок
Всього витрат: 158078969,7 рублів.
4.1 Динаміка вартості підготовки 1 тонни нафти за 2005 - 2007 роки
Вартість підготовки 1 тонни нафти по роках представлена в таблиці 8.
Таблиця 8. Вартість підготовки 1 тонни нафти за 2005 - 2007 роки.
| № п / п | Роки | Сума, руб. |
| 1 | 2005 | 75,6 |
| 2 | 2006 | 79,56 |
| 3 | 2007 | 83,2 |
4.2 Висновки та пропозиції
У структуру НК «Роснефть» входять три нафтовидобувних підприємства: «Юганскнефтегаз», «Самаранефтегаз» і «Томскнефтегаз», п'ять нафтопереробних заводів - Куйбишевський, Новокуйбишевський, Сизранський, Ачинський і Стрежевской, а також 13 підприємств нафтопродуктозабезпечення. НК «Роснефть» здійснює збут нафтопродуктів в 46 регіонах Російської Федерації. НК «Роснефть» має 272 ліцензії на право надрокористування, в тому числі 152 ліцензії на видобуток нафти і газу.
Цех видобутку нафти і газу № 8 є складовою частиною основного виробництва УДНГ «Юганскнефтегаз», основною метою якого є видобуток нафти і попутного газу і задоволення потреб суспільства в нафті і нафтопродуктах. УДНГ «Юганскнефтегаз», у свою чергу є структурною одиницею НК «Роснефть». Організаційна структура ДНС - ЮВ є функціональною, тобто працівники ДНС розділені за посадами відповідно виконуваними функціями. Керівництво ДНС та контроль за її діяльністю здійснює начальник, якому безпосередньо підпорядковуються технолог і майстер. Майстер здійснює керівництво бригадами по обслуговуванню ДНС, які працюють позмінно.
Кошторис витрат на підготовку нафти на ДНС - ЮВ склали 158078969,7 рублів, де собівартість підготовки 1 тонни нафти склала 83,2 руб. / тн., Так як ДНС за рік проводить підготовку 1900000 тн. Нафти.
Для зниження собівартості підготовки 1 тонни нафти необхідно дотримуватися технологічних процесів, вчасно проводити ремонт основних фондів, стежити за справністю роботи обладнання, ліквідувати порушення трудове дисципліни, що дозволить виробничі травми і тд. Найбільш актуальним останнім часом став перехід при підготовці нафти на ДНС на вітчизняний деемульгатор, так як за якістю він не поступається імпортному, але ціна його значно нижче.