Размещено на http://www.allbest.ru/

• СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

2.1 КРАТКИЙ ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

2.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ

2.2.2 ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

2.2.3 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА ВОСТОЧНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.2.4 ЗАПАСЫ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

3. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СТРУКТУРА И СТРУКТУРА УПРАВЛЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИИ

4. АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

4.1 АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ПРЕДПРИЯТИЯ

4.1.1 ГАЗ И НЕФТЬ

4.1.2 ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ

4.2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ ПРЕДПРИЯТИЯ

4.2.1 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СОСТОЯНИЯ И ДВИЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ

4.2.2 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ

4.3 АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБОРОТНЫХ СРЕДСТВ

4.4 АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕНИЯ ПЛАНА ПО ТРУДУ

4.4.1 АНАЛИЗ ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» РАБОТНИКАМИ

4.4.2 АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ

4.4.3 АНАЛИЗ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА

4.4.4 АНАЛИЗ ФОНДА ОПЛАТЫ ТРУДА ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

4.5 АНАЛИЗ СОСТАВА И СТРУКТУРЫ ЗАТРАТ ПО ПРОИЗВОДСТВУ И РЕАЛИЗАЦИИ ПРОДУКЦИИ, РАБОТ

4.6 АНАЛИЗ ФИНАНСОВОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

4.6.1 АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ВАЛЮТЫ БАЛАНСА

4.6.2 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ БАЛАНСА

4.6.3 ИМУЩЕСТВО ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» И ИСТОЧНИКИ ЕГО ФОРМИРОВАНИЯ

4.6.4 АНАЛИЗ ФИНАНСОВОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

4.6.5 АНАЛИЗ ПЛАТЕЖЕСПОСОБНОСТИ (ЛИКВИДНОСТИ) ПРЕДПРИЯТИЯ

4.6.6 АНАЛИЗ ФОРМИРОВАНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИБЫЛИ ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» ЗА 2005-2006 Г.Г

4.6.7 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И ФАКТОРОВ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ

5. ПРОЕКТИРУЕМЫЕ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ

5.1 СОДЕРЖАНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО МАРКЕТИНГА

5.2 ПУТИ ГАЗИФИКАЦИИ

5.3 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКОЕ МЕРОПРИЯТИЕ ПО РАСШИРЕНИЮ МАРКЕТИНГОВОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

5.4 ПРОЕКТ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ООО «НОВАТЭК» НА ПЛАНИРУЕМЫЙ 2007 ГОД

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 ОХРАНА ТРУДА НА ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

6.2 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ТРАВМАТИЗМА И ЗАБОЛЕВАНИЙ РАБОТНИКОВ

6.3 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

6.4 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 ОХРАНА НЕДР

7.2 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

7.2.1 ВОЗДЕЙСТВИЕ НА АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ

7.2.2 ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ГИДРОСФЕРУ

7.2.3 ЗЕМЕЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ И ПОЧВЕННЫЙ ПОКРОВ

7.2.4 ВОЗДЕЙСТВИЕ НА РАСТИТЕЛЬНОСТЬ

7.2.5 ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ЖИВОТНЫЙ МИР

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Введение

Важную роль в обеспечении повышения эффективности производства играет экономический анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия, являющийся составной частью экономических методов управления. Анализ является базой планирования, средством оценки качества планирования и выполнения плана.

В современных экономических условиях деятельность каждого хозяйственного субъекта является предметом внимания обширного круга участников рыночных отношений, заинтересованных в результатах его функционирования.

Переход к рыночной экономике требует от предприятий повышения эффективности производства, конкурентоспособности продукции и услуг на основе внедрения достижений научно-технического прогресса, эффективных форм хозяйствования и управления производством, ухода от бесхозяйственности, активизации предпринимательства, инициативы работников трудового коллектива.

Важная роль в реализации этой задачи отводится экономическому анализу деятельности субъектов хозяйствования. С его помощью вырабатывается стратегия и тактика развития предприятия, обосновываются планы и управленческие решения, осуществляется контроль за их выполнением, выявляются резервы повышения эффективности производства, оцениваются результаты деятельности предприятия, его отдельных подразделений и работников.

Предметом экономического анализа является производственно-хозяйственная деятельность предприятий.

Содержанием экономического анализа является комплексное изучение производственно-хозяйственной деятельности предприятия с целью объективной оценки достигнутых результатов и разработки мероприятий по дальнейшему повышению эффективности хозяйствования.

В представленной дипломной работе будут рассмотрены результаты производственно-экономической деятельности общества с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз».

Технико-экономический анализ деятельности предприятия включает:

анализ объема, сортамента и реализации продукции;

анализ трудовых показателей;

анализ себестоимости продукции;

анализ прибыли;

а также комплексную оценку фактической интенсификации производства против планового уровня и сводный анализ производственно-хозяйственной деятельности цеха.

1. Краткая характеристика ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»

Объектом исследования данного дипломного проектирования является ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» - интересы компании сосредоточены на разведке, комплексной разработке и добыче нефти, газа, газоконденсата на Восточно-Таркосалинском месторождении. Гибкая система развития компании основана на разработке всех трех промыслов, с применением новых технологий, позволяющих повысить продуктивность скважин.

Полное наименование предприятия - Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» зарегистрировано 1 марта 1994 года.

Юридический адрес: 629850, Россия, Тюменская область, ЯНАО, Пуровский район, г. Тарко-Сале, ул. Тарасова, 28.

Производственные комплексы, средства коммуникации и главный офис ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» находятся в городе Тарко-Сале, административном центра Пуровского района.

C 2006 года ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» входит в группу компаний ОАО «НОВАТЭК», которое объединяет добывающие и перерабатывающие предприятия, а также строительные, сервисные компании. Стратегическая линия «НОВАТЭК» заключается в создании интегрированной структуры: от разведки и добычи углеводородов до их глубинной переработки на нефтехимических комбинатах.

ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» является лидером по приросту объемов добычи газа, нефти, конденсата. На сегодня - это крупнейшее добывающее предприятие из входящих в структуру «НОВАТЭК».

В 1995 году ООО «НОВАТЭК-таркосаленефтегаз» получила лицензию на разведку и разработку Восточно-Таркосалинского участка площадью 2714 км2, который соседствует с такими уникальными месторождениями, как Уренгойское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское.

Группа компаний, входящие в структуру ОАО «НОВАТЭК»:

ОАО «Пурнефтегазгеология» - старейшее геологическое предприятие на Ямале. В настоящее время переориентируется на добычу углеводородов.

ООО «Юрхаровнефтегаз» - молодое предприятие, добычу начало в 2003 году, в перспективных планах прирост объема добычи до 30 млрд. куб.м. газа в год.

ООО «Ханчейнефтегаз» - с 1999 года занимается освоением и обустройством Ханчейского газоконденсатного месторождения.

ООО «Геойлбент» - ведет добычу преимущественно жидких углеводородов, используя передовые технологии.

СНП «НОВА» - ведет историю от одного из крупнейших советских трестов «Куйбышевтрубопроводовстрой», осуществляет строительство трубопроводного транспорта, а также дорог и промышленных объектов.

ОАО «Трубоизоляция» - с 1961 года производит изоляционные материалы для газонефтепродуктов разного давления и диаметра. Сегодня это крупнейшее предприятие подобного профиля в России и СНГ.

ООО «Северная буровая компания» - занимается бурением геологических эксплуатационных скважин. В планы компании входит выполнение работ для предприятий холдинга и сторонних организаций.

ООО «Новаэнерго» - основная задача предприятия - обеспечение электроэнергией добывающих производств.

Пуровский ЗПК - строительство завода развернуто в поселке Пуровск (ЯНАО). Пуровский ЗПК предназначается для переработки деэтанизированного конденсата.

Основные виды деятельности компании:

1. Разведка и комплексная эксплуатация Восточно-Таркосалинского месторождения, которое включает в себя три промысла: нефтяной, газовый, газоконденсатный.

2. Добыча газа, конденсата, нефти.

3. Освоение соседних площадей, находящихся на стадии доразведки.

Структура основного производства:

Нефтяной промысел

· цех добычи нефти

· цех подготовки перекачки нефти

· цех поддержания пластового давления

Нефтяной промысел занимается добычей нефти, ее подготовкой и перекачкой в центральный трубопровод.

Газовый промысел

· цех добычи газа

· цех подготовки газа

Газовый промысел занимается добычей газа, его подготовкой и перекачкой потребителю.

Газоконденсатный промысел

· цех добычи газоконденсата

· цех сбора и транспортировки газоконденсата

Газоконденсатный промысел занимается добычей газоконденсата.

Транспортировка газа, добываемого Компанией, осуществляется через Единую Систему газоснабжения. ЕСГ является интегрированной сетью по транспортировке и доставке газа, которое находится в собственности и под управлением «Газпрома» и используется «Газпромом» и другими добывающими компаниями для транспортировки существенной части всего природного газа, добываемого в России. Все действующие месторождения газа НОВАТЭКа находятся вблизи северного, центрального и южного коридоров ЕСГ и соединены с ЕСГ трубопроводами.

НОВАТЭК поставляет газ в 39 регионов Российской Федерации

Доля НОВАТЭКа во всероссийских поставках газа в 2007 году составила около 8%



Рис.1.1 Основные промышленные регионы поставок газа НОВАТЭКом

Практически весь стабильный газовый конденсат, производимый на Пуровском заводе по переработке конденсата, доставляется потребителям железнодорожным транспортом. Кроме того, НОВАТЭК в июле 2005 года закончил строительство мощностей для перевалки и хранения стабильного газоконденсата в порту Витино в Мурманской области. Два хранилища, каждое емкостью до 30 тыс. куб. м, были сданы в мае 2005 г., а перевалочные мощности были сданы в июне 2005 г. Наличие собственных мощностей для перевалки и хранения позволяет оптимизировать маркетинг газоконденсата.

В 2007 г. на экспорт было реализовано 28 танкерных партий стабильного газового конденсата: 20 в США, 7 на Европейские рынки и 1 партия в Южную Америку. На западных реализовано более 99% произведенного на Пуровском ЗПК стабильного газового конденсата, а экспорт СУГ, включая рынки СНГ, составил около 24%.

Транспортировка добываемой нефти потребителям осуществляется по магистральной трубопроводной системе, эксплуатируемой ОАО "Транснефть".

Сегодня ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» перспективная динамично развивающаяся компания, уже внесшая весомый вклад в экономику крупнейшего нефтегазодобывающего региона России.

Руководство ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» предпринимает серьезные шаги по развитию процессов управления, видоизменению и оптимизации финансовых потоков, потому что финансовое здоровье Компании должно быть обеспечено и в условиях финансовых потрясений, и в условиях неустойчивости цен на энергоносители.

С целью формирования на предприятии эффективного менеджмента привлекаются независимые консультанты по вопросам финансово-хозяйственной деятельности и управленческого учета. Но прежде чем, перейти к новой системе управления, основанной на учетной функции - нефтяная компания должна быть готова к новым требованиям, учету, отчетности, т. е. к такой стратегии компании направленной на открытость, прозрачность бизнеса, которая будет способствовать дальнейшему росту и признанию компании на международных рынках. И, понимая, какую важную роль для привлечения к сотрудничеству иностранных партнеров играет финансовая прозрачность компании, руководство ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» пригласило для проведения финансового учета по международным стандартам специалистов ведущей международной консалтинговой компании «ПрайссвотерхаусКуперс».

2. Общие сведения о районе работ

2.1 Краткий физико-географический очерк

В административном отношении Восточно-Таркосалинское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Тарко-Сале (административный центр Пуровского района), расположенный приблизительно в 3 км от западной границы участка, и в 10 км расположены поселки Пуровск и Сывдарма. Обзорная карта района работ представлена на рис.2.1.

Месторождение расположено в регионе с развитой инфраструктурой: в непосредственной близости от западной границы участка проходит крупный коридор коммуникаций, включающий железнодорожную магистраль сообщением «Коротчаево-Тюмень», нитку газопровода «Новый Уренгой-Челябинск-2», конденсатопровод «Новый Уренгой-Сургут-2». Вдоль железнодорожного полотна пролегает автомобильная дорога с бетонным покрытием до г. Губкинский. На севере участка эксплуатируется КСП (комплексный сборный пункт) Восточно-Таркосалинский, от которого нефть перекачивается по существующему трубопроводу до НПС «Пурпе» и далее. На территории месторождения существует сеть дорог с твердым покрытием и зимников, связывающая район работ с административным центром. Ближайшие аэропорты функционируют в г. Губкинском, пгт. Уренгой и г. Новый Уренгой.

Таким образом, проблема с транспортировкой оборудования, грузов и углеводородного сырья на данной территории составлять не будет. Ближайшими месторождениями являются: Центрально-Таркосалинское (западная граница), Южно-Пырейное (северная), с юго-запада примыкают Тарасовский и Северо-Тарасовский лицензионные участки.

Территория, на которой расположено Восточно-Таркосалинское месторождение, в физико-географическом плане находится на правобережье р. Пур и ее правого притока р. Айваседопур в центральной части Западно-Сибирской равнины.

Рельеф территории плоско-волнистый, абсолютные отметки повышаются с запада на восток от 20 до 80 м. Климат района влажный, резко континентальный. Изменения температуры воздуха на рассматриваемой территории имеют ярко выраженный годовой ход. Средняя месячная температура самого тёплого месяца (июль) - 15.4 0С, максимальная температура летом (июнь-июль) 34 0С, зимой (февраль) -61 0С. Глубина промерзания грунта для данного района составляет >240 см.

Среднегодовое количество осадков в изучаемом районе составляет 584 мм, из которых 26.7 % приходится на самый холодный период времени 23 (ноябрь- март) и 73.3 % приходится на тёплое время года (май-октябрь).

Устойчивый снежный покров образуется, как правило, в середине октября и составляет 224 дня. Его максимальная высота на защищенных участках может достигать 102 см, плотность изменяется от 16 г/см3 в ноябре, до 0.31 г/см3 в апреле.

Почвообразующими породами в районе являются глины, суглинки, пески, торф, щебень, скальные грунты. В целом почвы округа отличаются низким уровнем плодородия. Корни растений, микроорганизмы и мелкие почвенные животные сосредоточены в верхнем маломощном оторфованном слое, который легко разрушается. На территории существует не менее 20 почвенных разностей, объединенных в три основных группы: подзолистые, болотные, пойменные (аллювиальные).

Согласно схеме регионального районирования Западно-Сибирской плиты, территория Восточно-Таркосалинского месторождения расположена в южной части Северной зоны развития многолетнемерзлых пород.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.1 Обзорная карта района работ

Многолетнемерзлые породы представлены, в основном, реликтовой толщей мерзлоты. Мощность изменяется от 30 до 120 м, а на отдельных участках многолетнемерзлые отложения вообще отсутствуют (район скв. 75). Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород составляет 0 - 1 0С.

Животный мир региона не отличается богатством видового состава, что обусловлено геологической молодостью территории, суровыми природно-климатическими условиями и невысоким разнообразием природных комплексов при доминировании заболоченных пространств.

В пределах исследуемой территории главной водной артерией является р. Пур, которая протекает с юга на север, несколько отклоняясь к востоку, длина ее составляет порядка 43 км. Район изобилует озерами, в основном преобладают мелководные озёра, многие из них соединены между собой внутриболотными реками и ручьями, образующими и единую озерно-речную систему площадью до 0.5 км2.

Широко распространены на рассматриваемой территории болота. Заболоченность в среднем по участку достигает 30 %.

2.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

2.2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На территории рассматриваемого района на породах палеозойского фундамента залегает с угловым и стратиграфическим несогласием толща осадочных мезозой-кайнозойских отложений общей толщиной до 5000 м в составе юрской, меловой и палеогеновой систем, перекрытых маломощным чехлом четвертичных отложений, которая характеризуется слабой дислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится для Восточно-Таркосалинской площади в пределах контура нефтеносности и непосредственной близости за его пределами по двум скважинам самыми глубокими на территории (глубины забоя соответственно 4945 м и 4723 м), которые вскрыли палеозойские породы на глубинах 4911 м и 4502 м соответственно (рис. 2.2.).

Доюрские отложения

Складчатый фундамент Западно-Сибирской геосинеклизы имеет гетерогенное строение, окончательная консолидация которого произошла в герцинскую или уральскую эпоху складчатости, в пермо-триасовое время.

По керну породы фундамента представлены бобово-оолитовыми бокситами, сиаллитами и аллитами предположительно девонского возраста. К юго-западу площади породы фундамента представлены миндалекаменными базальтами, палеодолеритами с прослоем туфопесчаников, туффитов и аргиллитов, залегающих полого и горизонтом риолитов. Породы зеленовато-серые и коричневатые.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В пределах рассматриваемой территории юрские отложения делятся на два крупных фациальных комплекса: ранне-среднеюрский и верхнеюрский, каждый из которых имеет свой генетический набор осадочных образований с соответствующим сочетанием органических остатков. В пределах месторождения вскрыта только верхняя часть нижней юры.

По данным бурения и геофизических исследований рассматриваемого участка и смежных территорий на породы фундамента с несогласием ложатся преимущественно песчанистые отложения береговой свиты.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.2 Сводный литолого-стратиграфический разрез Восточно-Таркосалинского месторождения



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.3 Сводный литолого-стратиграфический разрез Восточно-Таркосалинского месторождения (окончание)



Восточно-Таркосалинское месторождение в тектоническом плане приурочено к северо-западному склону Средне-Пуровского мегапрогиба Надым-Тазовской синеклизы.

Одноимённое поднятие простирается в северо-западном направлении и расположено в пределах положительной структуры второго порядка, имеет размеры 29Ч40 км и амплитуду 150 м.

По данным региональных и площадных сейсморазведочных работ рельеф поверхности фундамента по отражающему горизонту А (низы осадочного чехла) осложнен структурными выступами, разделяющимися заливообразными прогибами. Глубина залегания горизонта А на выступах составляет - -4850 - -4925 м.

Согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, район Восточно-Таркосалинского месторождения находится на западном погружении Хадырьяхинской моноклинали, при переходе ее в Среднепурский мегапрогиб. Восточно-Таркосалинское куполовидное поднятие, разделённое от Айваседопуровского куполовидного поднятия безымянным прогибом, в южном направлении переходит в Сензянское локальное поднятие, а в восточном -граничит с небольшим по размерам Темпельтинским локальным поднятием.

Нефтегазоносность

К настоящему времени на Восточно-Таркосалинском месторождении в отложениях сортымской свиты выявлены промышленно-нефтегазоносные отложения: в сеноманском газовом комплексе (ПК1) и берриас-валанжинском (БП12-17), к которому приурочено 25 залежей УВ, из которых 19 - нефтяные, 2- нефтегазоконденсатные, 4 - газоконденсатные.

Вдоль восточного склона Восточно-Таркосалинского куполовидного поднятия, образуя единую зону субмеридионального простирания, в неокомском НГК расположены пласты БП16-17, где развиты нефтяные и газоконденсатнонефтяные залежи. Этот комплекс является основным продуктивным объектом в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В соответствии с данными сейсморазведочных работ и корреляцией разрезов скважин на территории месторождения были выделены структурно-литологические ловушки, имеющие исключительно важное промышленное значение и содержащих значительные запасы нефти установлены в пластах БП, БП, БП. Это полосовидные ловушки глубокого шельфа, связанные с отдельными сравнительно мелкими песчаными линзами, которые объединяются в протяженные цепочки, образуя, таким образом, клиноформы.

Неокомский НГК комплекс содержит также покровные шельфовые нефтяные пласты БП - БП и газоконденсатные пласты от БП до БП15 расположенные в сводовой части Восточно-Таркосалинского куполовидного поднятия. Толщина интервала этого неокомского комплекса составляет около 200 м.Общая характеристика залежей Восточно-Таркосалинского месторождения приведена в таблице 2.1

Горизонт	Пласт	Разведочные скважины на площади залежи	Тип залежи	Длина, мм	Ширина, мм	Высота, м	Площадь нефтегазосодержащих пород, тыс м	Неф. сред,м	ГНК	ВНК						Ср. плот. Нефтитыс.т/га
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
БП	БП	232	Массивная	3,6	2,4	5,0	6753,0	2,2	-	3115,3	0,0	0,0	0,0	0,0	100,0	579,0
		79	Пластовая	6,3	4,9	33,0	28868,0	10,8	-	3072,8	0,0	0,0	76,9	0,0	23,1	3158,9
		137	Пластовая	3,5	3,1	1,0	11117,0	2,4	-	3029,6	0,0	0,0	66,4	0,0	33,6	1110,0
	БП	77, 128, 919	Пластовая	9,2	6,2-2,7	35,0	73853,0	3,0	3062,2	3085,3-3086,9	20,9	7,7	46,3	0,0	25,1	728,1
		76	Пластовая	2,7	1,7	5,0	3410,0	1,0	-	3048,8	0,0	0,0	44,5	0,0	55,5	211,1
	БП	128, 70, 74, 909, 916, 919	Пластовая	20,5	2,7-10	45,5	95700,3	1,6-6,0		3080,5	0,0	0,0	89,8	0,0	10,2	1145,2
БП	БП	902, 235	Пластовая	8,2	5,4	<31,0	57751,0	2,2	-	3100,9	0,0	0,0	91,7	0,0	8,3	898,5
		137	Пластовая	3,3	6,3	17,0	27951,0	2,8	-	3017,2	0,0	0,0	74,2	0,0	25,8	724,8
	БП	70	Пластовая	2,8	4,2	10,0	9064,0	24,0	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	1165,0
	БП	918, 200, 207	Пластовая	6,9	3,5-5,5	34,0	24549,0	2,8	-	3123,6	0,0	0,0	93,0	0,0	7,0	881,9
	БП	232, 235,902, 234	Пластовая	16,0	6,5	40,0	90266,0	1,8-2,6	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	1059,4
	БП	123, 143	Пластовая	9,5	4,1	0,0	31027,0	0,6-0,8	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	565,3
		126,148,902, 234,141,128, 920, 919	Пластовая	21,0	3,5-14,0	60,0	141430,0	1,0-3,6	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	1133,1
		901	Пластовая	5,0	2,7	22,0	12675,0	0,4	-	3121,8	0,0	0,0	98,3	0,0	1,7	3,3
		1364-э, 1341-э	Пластовая	1,5	0,7	24,0	704,0	1,1-2,0	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	610,8
		70	Пластовая	4,3	3,3	10,0	11977,0	1,8	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	300,6
		18, 21, 123, 135, 139, 143, 149, 917, 923	Пластовая	27,4	2,2-13,0	50,0	187506,0	0,6-3,8	3023,6-3025,8	-	13,1	7,1	79,8	0,0	0,0	1148,7
		72, 126, 128, 134, 141, 148, 909, 918, 919	Пластовая	20,6	3,0-12,3	92,0	168514,0	0,8-3,4	3019,5	-	7,0	13,6	79,4	0,0	0,0	072,6
		916, 127	Пластовая	0,6	2,5	2,0	11947,0	0,6-0,8	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	232,7
	БП		Пластовая	26,2	4,9	143,0	179781,0	0,4-4,2	3011,8	-	11,0	2,7	86,2	0,0	0,0	1148,3
			Пластовая	36,5	3,4-12,4	170,0	351504,0	0,4-6,8	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	1590,2
	БП		Пластовая	39,0	3,5	80,0	52575,0	0,8-2,8	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	776,2
			Пластовая	2,0	0,5	30,0	1921,0	0,4-1,4	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	421,7
	БП		Пластовая	0,6	0,6	5,0	426,0	0,4	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	117,4
			Пластовая	1,5	0,7	30,0	1155,0	0,6-1,9	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	327,3
			Пластовая	5,0	3,1	5,0	18172,0	0,6	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	117,4
			Пластовая	4,2	2,4	20,0	11493,0	2,4	-	-	0,0	0,0	100,0	0,0	0,0	327,3
			Пластовая	14,1	9,7	29,0	183947,0	0,6-4,4	2930,9-2932,9	2937,5-2948,1	27,4	26,5	21,6	3,3	21,3	663,2
БП			Пластовая	7,7	4,4	18,0	20640,0	5,6	-	2977,8	0,0	0,0	62,5	0,0	37,5	1319,8
			Пластовая	3,8	3,1	18,0	9203,0	4,2	-	2938,0	0,0	0,0	82,5	0,0	17,5	1271,3
БП	БП		Пластовая	3,3	3,0	15,0	8403,0	3,2	-	2924,7	0,0	0,0	85,0	0,0	15,0	799,7
	БП		Пластовая	3,7	1,1	3,0	2293,0	2,8	-	2840,7-2842,1	0,0	0,0	0,9	0,0	99,1	959,4
БП	БП		Массивная	13,5	4,9	17,0	53668,0	1,4-8,2	2829,0-2844,3	2838,0-2844,3	0,0	0,0	0,0	23,4	76,6	2557,4
	БП		Массивная	14,8	7,1	33,0	78945,0	0,4-5,4	-	2902,9-2911,1	0,0	0,0	92,7	0,0	7,3	807,7
	БП		Пластовая	14,8	7,1	33,0	147683,0	0,6-5,2	2867,3	2902,8-2903,7	10,6	9,2	74,5	0,0	5,7	1016,0
	БП		Пластовая	10,3	3,7-7,2	52,0	84933,0	3,6	-	2931,7	0,0	0,0	92,1	0,0	7,9	978,7
			Пластовая	12,2	4,7	55,0	40186,0	1,2-1,8	-	2925,1	0,0	0,0	96,9	0,0	3,1	361,6
	БП		Пластовая	6,3	4,2	9,0	18164,0	2,4-3,4	-	2867,3-2869	0,0	0,0	80,0	0,0	20,0	1130,8
	БП		Пластовая	26,2	4,9	143,0	179781,0	0,4-4,2	3011,8	-	11,0	2,7	86,2	0,0	0,0	1148,3

2.2.2 Перспективы нефтегазоносности

Наряду с участками, в пределах которых выявленные залежи нефти и газоконденсата изучены недостаточно и требуют дополнительных исследований, на Восточно-Таркосалинском месторождении имеются и объекты, перспективные на поиск новых залежей углеводородов.

Учитывая все геолого-геофизические данные, можно с большой долей уверенности говорить о перспективности обнаружения небольшой залежи нефти в пласте БП171 в пределах Сензянского поднятия.

Перспективным объектом является и наиболее приподнятая зона по отложениям васюганской свиты. Основой для структурных построений по кровле васюганской свиты (пласт Ю1), как правило, служит отражающий сейсмический горизонт Б, приуроченный к баженовской свите. Поэтому необходимо отметить, что сводовая часть пласта Ю1 в пределах Восточно- Таркосалинской площади бурением не вскрыта, так как наиболее приподнятая зона по горизонту Б находится в районе скважин, забой которых не вышел из нижнемеловых отложений.

2.2.3 Состояние разработки и обустройства Восточно-Таркосалинского месторождения

Лицензия СЛХ № 10635 НР. Дата выдачи: 24.03.93 г. Дта переоформления: 27.12.96 г., 24.04.98г. Срок действия: 2018 г.

Газовый промысел:

1. Год ввода - 1998

2. Максимальный проектный уровень добычи газа - 12 млрд.м3

3. Проектный фонд эксплуатационных скважин - 88 ед.

4. Количество УКПГ (12 млрд.м3/год) - 1

Газоконденсатный промысел:

1. Год ввода - 2000

2. Максимальный проектный уровень добычи:

- газа - 1.8 млрд.м3

- конденсата - 388 тыс.т

3. Проектный фонд эксплуатационных скважин, всего - 74 ед., в т.ч. первой очереди - 39 ед.

4. Количество УКПГ (2 млрд.м3/год) -1

Нефтяной промысел:

1. Год ввода - 1994

2. Максимальный проектный уровень добычи нефти - 1.37 тыс.т

3. Количество эксплуатационных скважин, всего - 495 ед., в т.ч. добывающих - 381 ед., нагнетательных - 114 ед.

4. КСП - 1, ДНС - 3, ЦПС - 1

2.2.4 Запасы газа и конденсата

Таблица 2.2 Запасы газа и конденсата

	Запасы сухого газа, млн.м3	Причина изменения запасов
Индекс пласта	баланс. зап. конденсата. тыс.т/извл. зап. кондесата, тыс.т
утвержденные в ГКЗ	Утвержденные в ГКЗ	Уточненные
Уточненные ООО "Пургеофизика"	С1	С2	С1	С2
БП12-1	-	-	-	4555
БП12-1	-	-	-	810/599
БП12 1-3 (юг) + БП12-3 (север)	47671	29381	59663	23358	Увеличение объема газосодержащих пород,
БП12-3	8474/6271	5222/3864	10605/7848	4152/3073	увеличение газонасыщенности
БП14-0	2019	2038	3298	793	Перевод части запасов
БП14-0	445/298	449/301	727/487	175/117	кат. С2 в кат. С1
БП14 1-2	43917	2984	48096	12696	Увеличение объема
БП14 2+3	9683/6488	658/441	10605/7105	2799/1876	газосодержащих пород
БП15	1292	7568	1120	13287	Увеличение объема
БП15-1 + БП15-2	291/186	326/209	253/162	2996/1917	газосодержащих пород
По месторождению	94899	41971	112177	54689
	18893/13243	6655/4815	22190/15602	10932/7582

3. Производственная структура и структура управления на предприятии

Достижение организационных целей предполагает совместную работу людей, являющихся сотрудниками организации. Это взаимодействие нуждается в координации, установлении определенного внутриорганизационного порядка. Такой порядок проявляется в форме организационной структуры и организационной культуры.

Организационная структура определяет соотношение (взаимоподчиненность) между функциями, выполняемыми сотрудниками организации. Она проявляется в таких формах как разделение труда, создание специализированных подразделений, иерархия должностей, внутриорганизационные процедуры и является необходимым элементом эффективной организации, поскольку придает ей внутреннюю стабильность и позволяет добиться определенного порядка в пользовании ресурсов.

В организационной структуре нефтяной компании выделяются две сферы организационных связей: внешняя и внутренняя.

Внешнюю сторону характеризуют такие общие факторы, как действующее законодательство, специфические местные условия, конъюнктура рынка. Конечным результатом внешней стороны является устойчивость, как самого предприятия, так и его продукции на рынке.

Внутренняя сторона -- это то, что определяет, насколько эффективно налажена работа внутри компании. В самом общем виде к внутренним факторам можно отнести структуру предприятия (рис.3.1), корпоративная культура, система учета (производственный, управленческий, оперативный, бухгалтерский, налоговый); человеческие, материальные ресурсы, используемые в процессе работы предприятия.

Внешняя и внутренняя стороны деятельности предприятия неразрывно связаны и служат достижению одной цели -- повышению эффективности работы предприятия, а именно: росту объемов добычи продукции, ее реализации и увеличению прибыли.

Организационная структура построена по принципу разделения обязанностей между функциональными подразделениями, отвечающими по одному из направлений деятельности - производство, финансы, сбыт, персонал и, соответственно относится к функциональному типу организаций.

Кроме того, как видно из схемы организационная структура нашего предприятия отличается высоким уровнем иерархичности (см. рис.3.1).

Во главе ООО «НОВАТЭК-таркосаленефтегаз» находится генеральный директор, имеющий заместителей по соответствующим родам деятельности.

Генеральный директор распоряжается имуществом предприятия, заключает договоры со сторонними организациями на строительство, реализацию нефти, газа, конденсата, выдает от своего имени доверенности другим лицам, открывает в банках расчетные счета и распоряжается денежными средствами на счетах.

Вместе с тем, ни генеральный директор, ни его заместители, как правило, не самостоятельно исполняют возложенные на них обязанности, а с помощью специалистов, имеющихся в группах специализированных отделов, цехов, лабораторий.

Техническому директору функционально подчинены нефтяной, газовый и газоконденсатный промыслы, а также производственно-технический отдел, службы главного энергетика, главного механика, служба автоматизированной системы управления и связи, диспетчерская, отдел охраны труда и техники безопасности.

Производственно-технический отдел (ПТО) осуществляет календарное оперативно-производственное планирование производства. На основе плана производства ПТО разрабатывает в натуральных показателях месячные, декадные, суточные, сменные и часовые планы и графики запуска в производство и выпуска готовой продукции (нефть, газ, конденсат).

Планы и графики составляются по отдельным промыслам, а внутри промыслов -- по участкам, бригадам и рабочим местам. ПТО контролирует выполнение планов.

Диспетчерский отдел осуществляет оперативное регулирование хода производства на предприятии: организует устранение сбоев режима работы, добивается равномерности загрузки мощностей предприятия, докладывает руководству предприятия о среднесуточной добыче нефти, газа, конденсата.

Заместителю генерального директора по общим вопросам подчинены отдел материально-технического обеспечения, задачей которого является поиск и определение поставщиков ресурсов, необходимых предприятию: сырья, материалов, комплектующих изделий, инструментов, оборудования; заключает договоры с поставщиками; организует доставку ресурсов на склад предприятия; обеспечивает их хранение и выдачу цехам по их требованиям.

Финансовому директору подчинены планово-экономический отдел, отдел планирования и контроля инвестиций, финансовый отдел и бухгалтерия.

Планово-экономический отдел разрабатывает комплексные долгосрочные и текущие планы деятельности предприятия по основному производству, определяет экономическую эффективность производства, организует анализ хозяйственной деятельности предприятия и его звеньев.

Отдел планирования и контроля инвестиций осуществляет сравнение плановых и фактически достигнутых показателей, определение результатов деятельности. Проводит анализ - выявления причин отклонения от плана и факторов (внутренних и внешних), имеющих влияние на достижение целей. Сравнение альтернативных вариантов управленческих решений. Анализ вероятных отклонений. Контроль хода исполнения и соответствия плану капитальных вложений по объемам выполненных работ, срокам выполнения, оплате выполненных работ. Разрабатывает внутренние положения для ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» по прохождению договоров подряда, поставки, планированию капитальных вложений, материальных ресурсов.

Финансовый отдел управляет финансовыми операциями предприятия, разрабатывает планы его доходов и расходов, контролирует поступление на расчетный счет денежных средств и порядок их расходования, обеспечивает получение кредитов и выплату налогов в бюджет.

Бухгалтерия учитывает поступление и расходование материальных и финансовых ресурсов на предприятии, рабочей силы; готовит консолидированные отчеты о деятельности предприятия и предоставляет их руководителям предприятий, управляющим компании, а также государственным и местным хозяйственным органам.

На начальника по управлению персоналом возлагаются: наем и увольнение работников; регистрация (табельный учет) явки персонала на работу; контроль за соблюдением режима рабочего дня и трудовой дисциплины; обучение кадров; инструктаж по технике безопасности сотрудников.

Здесь приведен лишь общий спектр управленческих функций ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз». Но в зависимости от масштабов и степени диверсификации нефтяной компании указанные функции могут дробиться и выполняться значительно большим количеством отделов, подотделов, секций, лабораторий или, наоборот, интегрироваться вплоть до назначений одного - двух сотрудников, ответственных за исполнение всех названных функций.

Требования управления определяют методику учета и отчетности производственной деятельности и системы контроля на предприятии за себестоимостью продукции производственных подразделений на основе применяемых в учете группировок затрат.

4. Анализ технико-экономических показателей деятельности ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»

4.1 Анализ выполнения производственной программы предприятия

4.1.1 Газ и нефть

По состоянию на 01.01.2006 года на месторождении пробурено 230 скважин, их них 87 скважин поисково-разведочных.

Эксплуатационный фонд составляет 170 скважин, из них действующих 152 скважины, бездействующие 14 скважин, в освоении 4 скважины.

Эксплуатационный фонд газовых скважин составляет 85 скважин, из них действующий 79 скважин, бездействующие 4 скважины, в освоении 2 скважины.

Эксплуатационный фонд газоконденсатных скважин составляет 26 скважин, из них действующий 24 скважины, бездействующие 2 скважины.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 50 скважин, из них действующий 43 скважины, бездействующие 5 скважин, в освоении 2 скважины.

Фонд нагнетательных скважин - 6 скважин, из них действующих 4 скважины, бездействующие 2 скважины.

Водозаборных - 3 скважины, из них действующих 2 скважины, бездействующие 1 скважина.

Фонд контрольных - 8 скважин.

Из 87 поисково-разведочных скважин, пробуренных за счет государственных средств, 50 скважин не используются (из них, 26 скважин ликвидированы после бурения, 24 скважины в консервации), 27 скважин выкуплены, 10 скважин находятся в аренде.

Предприятием осуществляется контроль за техническим состоянием устьев законсервированных и ликвидированных скважин. Разработаны графики проверки состояния устьев ликвидированных скважин и скважин, находящихся в консервации. Графики согласованы с Ноябрьским отделом Управления по технологическому и экологическому надзору по ЯНАО. Периодичность осмотра 2 раза в год. Результаты осмотра отражаются в специальных журналах и актах осмотра скважин.

Газовый промысел введен в эксплуатацию в конце 1998 года для разработки сеноманской газовой залежи пласта ПК1.

Сегодня промысел работает в проектном режиме 12 млрд.м3 газа в год. Построена и введена в эксплуатацию 1 очередь ДКС.

Добыча сеноманского газа с начала разработки составила 77,7 млрд.м3, что составляет 24,9 % от начальных запасов газа.

Пластовое давление в зоне отбора упало на 30 % от первоначального, равного 128,47 кгс/см2. Текущее пластовое давление в зоне отбора 89,7 кгс/см2.

Суточная добыча сеноманского газа на конец декабря составляет 33,2 млн.м3, средний дебит скважин 425 тысм3/сут, среднее давление на устье добывающих скважин 71,9 кгс/см2, средняя температура - 24,7 С, средняя депрессия 6,4 кгс/см2. Давление на входе в УКПГ - 63,2 кгс/см2

Таблица 4.1 Плановые и фактические показатели разработки газовой залежи ПК1

Показатели	Ед.изм.	Проект	План горных работ	Факт
Валовая добыча газа	млн.м3	12 060	12 060	11 050
Товарная продукция	млн.м3		11 830	10 952
Использование на собственные нужды	млн.м3		167,601	93,633
Технологические потери	млн.м3		62,471	4,231

Отклонение от проекта по добыче газа составляет 8,4%. Невыполнение связано с ограничениями по поставке газа в магистральный газопровод в летний период.

В летний период 2006 года проведены газодинамические исследования 23 скважин. При проведении ГДИ отобрано 19 проб воды на физико-химические свойства. Содержание хлоридов в пробах воды присутствует в малых количествах ,что говорит об отсутствии пластовой воды. Небольшое увеличение минерализации зафиксировано в скважинах №63, №65, №54, №26, №27 от 1000-1400 мг/дмі. В скважинах №62, №53 более 6000 мг/дмі в скважинах №47, №912Р и №16Р, более 10000 мг/дмі.

Замеры на УСБ всего фонда скважин проводились 2 раза в месяц. Замерялось затрубное давление, + УСБ, - УСБ и температура газа на устье скважины. Всего проведено 2826 замеров на УСБ и 942 замера температуры устья.

Промыслово-геофизические исследования для определения движения газоводяного контакта проведены на двух скважинах.

Силами ООО НПФ «Уренгойспецгис» проведены работы по определению влажности и плотности газа в 50 скважинах.

Для контроля за состоянием разработки используется 4 пьезометрические и 1 наблюдательная скважина, в которых ежеквартально проводятся замеры давления и определение изменения уровня жидкости. На основе полученных данных и данных замеров статического давления по действующему фонду скважин ежеквартально строятся карты изобар и текущего состояния разработки.

Для вывода скважин из бездействия разработана программа по бурению боковых стволов в малодебитных скважинах и скважинах, в продукции которых появилась пластовая вода. В течение 2006 года проведены работы по бурению боковых стволов в скважинах №№ 47 и 53. Скважина № 47 введена в эксплуатацию 23.02.06 с дебитом 453 тыс.м3/сут, скважина № 53 введена в работу 26.09.06 г с дебитом 180 тыс.м3/сут.

4.1.2 Газоконденсатные залежи

Действующий фонд скважин составляет 24 скважин.

Эксплуатационный фонд - 26 скважины.

Две скважины 129р и 111 находятся в бездействии по причине появления воды в продукции скважин.

Объемы добычи сухого газа и газа и конденсата С5+ в 2006 году представлены ниже (таблица 4.2).

Таблица 4.2 Плановые и фактические показатели добычи сухого газа и конденсата С5+ в 2006 г

Показатели	Ед.изм.	Проект	План горных работ	Факт
Валовая добыча сухого газа	млн.м3	4 450,000	4 450, 818	3 667,393
Товарная продукция	млн.м3		4 318,150	3 483,405
Использование на собственные нужды	млн.м3		22,065	29,781
Технологические потери	млн.м3		110,603	14,056
Отбор конденсата С5+	тыс.т	720,7	720,736	528,073
Товарная продукция	тыс.т		568,899	513,864
Использование на собственные нужды	тыс.т		0	0
Технологические потери	тыс.т		61,991	14,209

Отклонение от проектных объемов добычи по газу составляет 17,6%, по конденсату 26,6%.

Основной причиной отклонения является задержка с бурением новых скважин, по причине длительного оформления земельных отводов в соответствии с изменениями в законодательстве. Фактический действующий фонд 24 скважины при проектном 29 скважин.

В течение 2006 года проведены газодинамические исследования 10 скважин....