Длительность оборота увеличилась на 4,16 дня и составила в 2011 году 80,04 дней, что свидетельствует о неэффективном использовании оборотных средств.

В современных условиях первоочередная задача предприятий заключается в ускорении оборачиваемости оборотных средств. Это достигается следующими путями:

1) на стадии создания производственных запасов внедрение экономически обоснованных норм запасов;

- приближение поставщиков сырья, полуфабрикатов, комплектующих изделий к потребителям; широкое использование прямых длительных связей;

- расширение системы материального обеспечения, а также оптовой торговли материалами и оборудованием;

- комплексная механизация и автоматизация погрузочно-разгрузочных работ на складах;

2) на стадии незавершенного производства - ускорение научно- технического прогресса

3) на стадии обращения - приближение потребителей продукции к ее изготовителям; совершенствование системы расчетов.

3.3 Организация нормирования труда. Труд и заработная плата и пути повышения эффективности их использования

Система оплаты - это определенная взаимосвязь между показателями, характеризующими меру (норму) труда и меру его оплаты в пределах и сверх норм труда, гарантирующая получение работником заработной платы в соответствии с фактически достигнутыми результатами труда (относительно нормы) и согласованной между работником и работодателем ценой его рабочей силы. Формы и системы заработной платы являются необходимым элементом организации оплаты труда.

В практике организации заработной платы имеется два вида нормирования труда: тарифное (устанавливающие нормы качества труда) и организационно-техническое (устанавливающие нормы количества труда при имеющихся организационно-технических условиях его осуществления).

Оплата труда работников в ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» осуществляется в соответствии с Положением об оплате труда и премировании работников ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис», разработанным на основании решения Совета акционерного общества «Татнефть» от 28.12.94 г. № 20 «О переводе на систему оплаты труда на основе Единой тарифной сетки», рекомендаций по организации оплаты труда работников АО «Татнефть» на основе Единой тарифной сетки и на основании положения о материальном стимулировании структурных подразделений АО «Татнефть» 1998 г.

Тарифная система состоит из следующих элементов:

1) Тарифно-квалификационный справочник - представляет собой перечень характеристик работ и тех требований, которым должен отвечать выполняющий их рабочий. Каждой работе соответствуют указания на квалификационный разряд, по которому она выполняется. Тарифно-квалификационный справочник используется для тарификации рабочих, т.е. для присвоения им определенного разряда.

2) Тарифная сетка - это шкала тарифных разрядов и соответствующих им тарифных коэффициентов. Тарифный коэффициент - это число, показывающее, на сколько ставка данного разряда выше ставки первого разряда. В группе 1 - 8 разрядов; в группе 2 - 6 разрядов. Разница между тарифным коэффициентом последнего разряда и первого называется диапазоном тарифной сетки.

3) Тарифная ставка - размер оплаты труда за единицу времени. Для рабочих она устанавливается в виде оплаты труда первого разряда в единицу времени. Тарифная ставка связана с МРОТ, устанавливается правительством и индексируется в соответствии с инфляцией.

Бестарифная система оплаты труда ставит заработок работника в полную зависимость от конечных результатов работы коллектива, к которому относится работник. При этой системе не устанавливается твердого оклада или тарифной ставки.

Форма заработной платы - это тот или иной класс систем оплаты труда, сгруппированных по признаку основного показателя учета результатов труда при оценке выполненной работником работы с целью его оплаты. Так выделяют повременную и сдельную формы оплаты труда.

Сдельная - форма оплаты труда за фактически выполненный объём работы (изготовленную продукцию) на основании действующих расценок за единицу работы. Сдельная форма оплаты труда на предприятии организована по системам:

- прямая сдельная: заработная плата прямо пропорциональна количеству выполненной работы;

- сдельно-премиальная: дополнительно выплачивается премия за выполнение тех или иных условий. Премия устанавливается в процентах от основного заработка.

В настоящее время в нефтедобыче в основном применяется 1-й метод (4а) распределения зарплаты с учетом КТУ, который может быть равен от 0,8 до 1,2.

Повременная: оплата труда производится за отработанное время путем умножения тарифной ставки на отработанное время. Выделяют 2 повременные системы оплаты труда:

- простая повременная;

- повременно-премиальная.

При повременно-премиальной заработок складывается из оплаты по тарифу и премии за качественные и количественные показатели.

Основной формой оплаты труда в бурении, в вышкостроении, подземном ремонте является сдельно-премиальная. В добыче нефти применяется как сдельная, так и повременно - премиальная (ИТР и служащие). Система должностных окладов предусматривает разные оклады в зависимости от занимаемой должности, сложности предприятия и его величины с учетом тарифных коэффициентов.

В целях усиления материальной заинтересованности рабочих, руководящих работников, главных специалистов, инженерно-технических работников, служащих в ускорении ввода производственных мощностей и объектов строительства, в улучшение качества работ, в увеличении прибыли, в повышении производительности труда и улучшение работы обслуживающих и прочих хозяйств на предприятии вводится положение о премировании.

Основными показателями премирования на рассматриваемом предприятии являются:

- выполнение нормы отбора нефти;

- снижение удельных эксплуатационных затрат на 1 тн. валовой добычи нефти;

- экономия предельного уровня эксплуатационных затрат;

- оказание услуг сторонним организациям;

При анализе использования фонда заработной платы выявляют экономию или перерасход по фонду заработной платы. Различают абсолютную и относительную экономию или перерасход фонда заработной платы. капитальный ремонт скважина инвестиция

Абсолютная экономия фонда заработной платы выявляется путем сопоставления фактически начисленным фондом заработной платы плановым и показывает использование фонда заработной платы без учета выполнения производственной программы. Абсолютная экономия или перерасход фонда заработной платы может дать сравнительное представление об использовании фронда заработной платы при 100%-ом выполнении плана при добыче нефти. При перевыполнении или недовыполнении плана, экономия или перерасход не отразит действительного положения с использованием фонда заработной платы, поэтому при анализе необходимо определить использование фонда заработной с учетом фактического выполнения производственной программы, т.е выявить относительную экономию или перерасход.

, (3.12)

, (3.13)

где ДФЗПабс - абсолютная экономия или перерасход фонда заработной платы, тыс.руб.;

ДФЗПотн - относительная экономия или перерасход фонда заработной платы, тыс.руб.;

ФЗПф, ФЗПпл - фактический и плановый фонд заработной платы соответственно, тыс.руб.;

К - поправочный коэффициент (=0,7);

ДQ - процент прироста объема продукции, %.

, (3.14)



Рассчитаем абсолютную и относительную экономию или перерасход фонда заработной платы ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» за 2011 год.

Таким образом в 2011 году в ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» наблюдается экономия фонда заработной платы на 4359,2тыс. руб.

Основными способами повышения эффективности использования труда и заработной платы являются подбор оптимального числа работников для выполнения плана по производительности труда, оправданным применением премиальной системы оплаты труда и обоснованных норм затрат труда, уменьшение простоев и сверхурочных часов.

По состоянию на 01.01.2012 года в ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» работает всего 157 сотрудника. В том числе:

Таблица 3.7 - Расстановка кадров в ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» в 2011 году

Рабочие	124
Специалисты	17
Руководители	16

Согласно установленному ОАО «Татнефть» лимиту проводится работа по оптимизации численности работающих.

Рис.3.1 Текучесть кадров в ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис»

За 2011 год было принято на работу 24 человека, в том числе на производственную практику и на период летних каникул - 1 человек , что на 1 человека больше показателя 2010 года.

Уволено 11 человек, что по сравнению с 2010 годом меньше на 23 человека. Текучесть кадров составила 7% против 17% за 2010 год, что является положительной тенденцией.

3.4 Анализ объема производства в натуральном и стоимостном выражениях

Объем производства (выпуска) продукции может измеряться различными показателями. Они могут быть натуральными, условно-натуральными и стоимостными (денежными).

К натуральным показателям относятся штуки, тонны, метры квадратные метры, кубические метры, литры и т.д.

Условно-натуральные показатели применяются для обобщения объёма различных видов однотипной продукции.

Общий объем производства различных видов продукции может быть выражен лишь при помощи стоимостных показателей.

В таблице 3.8 представлены показатели объема выполненных работ за 2010-2011 года по видам деятельности.

Таблица 3.8 - Распределение объема выполненных работ за 2010-2011 года

№ п/п	Наименование показателя	Ед.изм	2010 год	2011год	отклонение
					+/-	%
	Объем выполненных работ, в том числе:	Тыс.руб.	429 841,2	541 540,2	111 699,00	125,99
1.	КРС	Тыс.руб.	281 663,1	321 268,6	39 605,50	114,06
2.	ККТ	Тыс.руб.	118 803,5	149 936,3	31 132,80	126,21
3.	Гибкая труба	Тыс.руб.	26 646,0	48 621,8	21 975,80	182,47
4.	Прочие виды деятельности	Тыс.руб.	2 728,6	21 713,5	18 984,90	795,77

Анализируя представленные данные, можно сделать вывод, что объем выполненных работ за 2011 год оказался выше показателя 2010 года на 25,99%, то есть на 111699 тыс. рублей, и в итоге, составил 541540,2 тыс. рублей

На рисунке 3.2. представлена динамика объема выполненных работ за 2010-2011 года.

Рис.3.2 Динамика объема выполненных работ за 2010-2011 года

На изменение объема выполненных работ положительное влияние оказали все виды деятельности, из них наибольшее изменение было достигнуто за счет роста объема КРС на 14,06%, то есть на 39 605,5 тыс. рублей в 2011 году.

За счет увеличения количества ремонтов с помощью ККТ на 26,21% был достигнут рост объема выполненных работ на 31 132,8 тыс. рублей.

Количество ремонтов с помощью Гибкой трубы возросло на 82,47%, что увеличило общий объем выполненных работ на 21 975,8 тыс. рублей.

Объем работ по прочим видам деятельности увеличился почти в 8 раз, составив в 2011 году 21 713,5 тыс. рублей.

В структуре работ произошли следующие изменения:

1. Количество КРС снизилось на 4%

2. Количество ремонтов с помощью ККТ возросло на 1%

3. Количество ремонтов с помощью Гибкой трубы увеличилось на 3%

На рисунках 3.3 и 3.4 представлены структуры объемов выполненных работ в разрезе по видам деятельности за 2010-2011 года соответственно.

Рис.3.3 Структура объема выполненных работ за 2010 год

Рис.3.4 Структура объема выполненных работ за 2011 год

В соответствии с технико-экономическими показателями за 2010-2011 года, представленными в Приложении 1, объем выполненных работ в натуральном выражении оказался следующим:

Таблица 3.9

№ п/п	Показатель	Ед.изм	2010 г.	2011 г.	Отклонение
			факт	план	факт	От плана 2011 г.	От факта 2010г.
1	Количество скважин, всего:	Скв-н	869	876	886	101,1	102
2	ОАО «ТН»-КРС	Скв-н	869	876	886	101,1	102
3	В т.ч. установки «Гибкая труба»	Скв-н	869	876	886	101,1	102
4	Из них по межтрубному пространству	Скв-н	193	876	150	17,1	77,7

На рисунке 3.5 представлена динамика количества скважин за 2010-2011 года

Рис.3.5 Динамика количества скважин за 2010-2011 года

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что в 2011 году произошел рост количества отремонтированных скважин:

1. В сравнении с плановым показателем 2011 года на 1,1%, то есть на 10 скважин.

2. В сравнении с показателем 2010 года, а 2%, то есть 17 скважин.

Произошло снижение показателя ремонтов по межтрубному пространству в сравнении с плановым показателем 2011 года на 82,9% и с фактическим показателем 2010 года 23,3%.



3.5 Себестоимость продукции и ее анализ. Результат хозяйственной деятельности предприятия. Ценообразование

Себестоимость продукции -- это выражение в денежной форме затрат на подготовку ее к производству, изготовление и сбыт. Себестоимость определяется как стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции (работ, услуг) природных ресурсов, топлива, материалов, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а также других затрат на её производство и реализацию.

Проведем анализ средней себестоимости одного бригадо-часа по ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис за 2010-2011 гг. (табл. 3.10)

Таблица 3.10 - Структура себестоимости одного бригадо-часа по ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис за 2010-2011 гг.

№ пп	Статьи затрат	Факт 2010 год	Факт 2011 год	Уд.вес.,%
		Затраты, тыс.руб	на 1 бр/час	Затраты тыс.руб	на 1 бр/час
						2010	2011
1	Вспомогат.материалы	28 598	279	45 398	393	6,8	9,0
2	Зарплата	15 810	154	18 461	160	3,8	3,7
3	ЕСН	4 395	43	6 625	57	1,1	1,3
4	Резерв на вознаграждение	1 635	16	1 731	15	0,4	0,3
5	Транспортные затраты	179 238	1 746	187 907	1626	42,8	37,2
6	Услуги производст. характера, в том числе:	95 454	930	116 462	1008	22,8	23,1
	услуги ООО "ТН-ХС"	23 110	225	63 927	553	5,5	12,7
	Итого прямые расходы	325 131	3 168	400 391	3465	77,7	79,3
	Накладные расходы , в т.ч	93 474	911	104 490	904	22,3	20,7
7	Цеховые расходы	53 578	522	82 605	715	12,8	16,4
8	Общехозяйственные расходы:	39 896	389	21 885	189	9,5	4,3
	Всего себестоимость	418 604	4 078	504 881	4369	100	100
	Стоимость бр.час,руб	4 078		4369
	Календарное время,час	102 643		115562



В 2011 году себестоимость одного бригадо-часа увеличилась на 291 руб., в связи с ростом всех статей затрат, кроме резерва на вознаграждение, транспортных затрат, накладных и общехозяйственных расходов. Уменьшение затрат по данным статьям составили:

1. резерв на вознаграждение - 6,25 %

2. транспортные затраты - 6,87%

3. накладные расходы - 0,77%

4. общехозяйственные расходы - 51,41%

В статью «Вспомогательные материалы» входят материальные затраты необходимые для капитального ремонта скважин: реагенты, технологическая вода, дистиллят, трубы и металл, электрооборудование, инструменты для производства КРС и прочие.

На рисунке 3.6 представлена структура себестоимости одного бригадо-часа за 2010-2011 года.

Рис.3.6 Структура себестоимости 1 бригадо-часа за 2010-2011 года

Анализируя табл. 3.10 и рис.3.6, можно сделать вывод, что прямые расходы занимают большую часть в себестоимости 1 бригадо-часа, чем накладные.(прямые расходы в 2010г - 77,7%;в 2011 - 79,3%) Это связано с тем, что в прямые расходы входят такие объемные статьи затрат, как транспортные затраты, заработная плата, вспомогательные материалы, услуги геофизики, услуги производственного характера со стороны.

В 2010 году в структуре затрат наибольший удельный вес занимает статья «Транспортные расходы» - 42,8%, наименьший удельный вес занимает статья «Резерв на вознаграждение» - 0,4%.

В 2011 году существенных изменений в структуре затрат не произошло. Наибольший удельный вес занимает статья «Транспортные расходы» - 37,2%, наименьший удельный вес занимает статья «Резерв на вознаграждение» - 0,3%.

На рисунке 3.7 представлено распределение себестоимости 1 бригадо-часа по статьям затрат в 2011 году.

Рис.3.7 Распределение себестоимости 1 бр.-часа по статьям затрат в 2011 году

Таким образом, наибольшее изменение произошли по статьям:

1. размер ЕСН увеличился на 32,56%, то есть на 14 рублей на 1 бр.-час.

2. Цеховые расходы возросли на 36,97%, то есть на 193 рубля на 1бр.-час.

3. Размер вспомогательных материалов увеличился на 40,86%, составив в 2011 году 393 рубля на 1 бригадо-час

4. Влияние на снижение показателя себестоимости оказало снижение общехозяйственных расходов на 200 рублей на 1 бригадо час, то есть на 51,41%

На 145% Увеличился размер услуг, предоставляемых ООО «Татнефть-ХимСервис» и в 2011 году составил 63 927тыс.рублей и 553 рубля на 1 бригадо-час.

3.6 Анализ финансового состояния ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис». Налоги

Финансовая устойчивость - это такое состояние финансовых ресурсов, которое обеспечивает его развитие преимущественно за счет собственных средств при сохранении платежеспособности и кредитоспособности при минимальном уровне предпринимательского риска.

Анализ ликвидности предприятия осуществляется путем сравнения средств по активу, сгруппированных по степени ликвидности и расположенные в порядке убывания ликвидности с обязательствами по пассиву, сгруппированным по сроку погашения и расположенные в порядке возрастания сроков.

К абсолютно ликвидным активам относятся денежные средства, краткосрочные финансовые вложения; к быстрореализуемым активам относятся товары отгруженные, готовая продукция и краткосрочная дебиторская задолженность; к медленнореализуемым активам относятся производственные запасы, НДС, затраты в незавершенном производстве, долгосрочные финансовые вложения, нематериальные активы, долгосрочная дебиторская задолженность; к труднореализуемым активам относятся основные средства, незавершенное строительство, доходные вложения в материальные ценности, отложенные финансовые активы, прочие внеоборотные активы.



Таблица 3.11 - Группировка активов предприятия по степени ликвидности

	2010	2011
А1 (абсолютно ликвидные)	18679	34900
А2 (быстрореализуемые активы)	50269	57321
А3 (медленнореализуемые активы)	23498	29449
А4 (труднореализуемые активы)	52245	45188

К наиболее срочным обязательствам относятся статьи “Кредиторская задолженность” и “Прочие краткосрочные пассивы”; к краткосрочным пассивам относятся статьи “Заемные средства” и другие статьи раздела IV баланса “Краткосрочные пассивы”; к долгосрочным пассивам - долгосрочные кредиты и заемные средства; постоянные пассивы - статьи раздела III баланса “Капитал и резервы”.

Таблица 3.12 - Группировка пассивов предприятия по степени срочности оплаты

	2010	2011
П1-наиболее краткосрочные обязательства	52539	66333
П2 - краткосрочные пассивы.	3275	-
П3 - долгосрочные пассивы.	3275	403
П4 - постоянные пассивы.	82021	97295

При определении ликвидности баланса группы актива и пассива сопоставляются между собой. Условия абсолютной ликвидности баланса:

А1>П1; А2>П2; А3>П3; А4<П4. 2009 год: А1<П1; А2>П2; А3>П3; А4<П4 .В 2010 год: А1<П1; А2>П2; А3>П3; А4<П4.

Сопоставление ликвидных средств и обязательств позволяет вычислить показатели текущей ликвидности, которые свидетельствуют о платежеспособности (+) или неплатежеспособности (-) организации. Как в 2011 так и в 2010 году условие А1 > П1 не выполняется, что говорит о недостаточности ликвидных средств предприятия, т.е. о неплатежеспособности. Для качественной оценки платежеспособности и ликвидности предприятия кроме анализа ликвидности баланса необходим расчет коэффициентов ликвидности.

Поведем анализ финансовой устойчивости предприятия по абсолютным показателям.

1. определяем наличие собственных оборотных средств:

СОС=III П+IV П-IА

СОС10=82021+3275-55245=30051тыс. руб.

СОС11=97295+403-48188=49510 тыс. руб.

2. определяем наличие собственных и долгосрочных заемных источников для формирования запасов:

СДИ=СОС+Д Кр. иЗ

СДИ10=30051 +3275=33326 тыс. руб.

СДИ11=49510 +403=49913 тыс. руб.

3. определяем наличие общих источников формирования запасов:

ОИЗ=СДИ+К Кр. иЗ

ОИЗ10=33326 +59395=92721 тыс. руб.

ОИЗ11=49913 +69160= 119073 тыс. руб.

4. определяем три показателя обеспеченности запасов источниками их финансирования

ДСОС=СОС-Запасы

ДСОС10=30051 -20481=9570тыс. руб.

ДСОС11=49510 -26449=23061 тыс. руб.

ДСДИ=СДИ-Запасы

ДСДИ10= 33326 - 20481= 12845тыс. руб.

ДСДИ11=49913 -26449=23464 тыс. руб.

ДОИЗ=ОИЗ-Запасы

ДОИЗ10=92721- 20481=72240 тыс. руб.

ДОИЗ11= 119073 - 26449=92624 тыс. руб.

Составим трехфакторную модель:

М={ДСОС;ДСДИ;ДОИЗ}

ДСОС10>0; ДСДИ10 >0; ДОИЗ10 >0

Следовательно, М10={1; 1; 1}

ДСОС11>0; ДСДИ11 >0; ДОИЗ11 >0

Следовательно, М10={1; 1; 1}

Следовательно, у предприятия абсолютная финансовая устойчивость. Такой тип финансовой устойчивости характеризуется тем, что все запасы предприятия покрываются собственными оборотными средствами, т.е. организация не зависит от внешних кредиторов.

Налоги являются необходимым звеном экономических отношений в обществе с момента возникновения государства. По механизму формирования налоги подразделяются на прямые и косвенные.

Прямые налоги - налоги на доходы и имущество: подоходный налог и налог на прибыль корпораций (фирм); на социальное страхование и на фонд заработной платы и рабочую силу (так называемые социальные налоги, социальные взносы); поимущественные налоги, в том числе налоги на собственность, включая землю и другую недвижимость; налог на перевод прибыли и капиталов за рубеж и другие. Они взимаются с конкретного физического или юридического лица.

Косвенные налоги - налоги на товары и услуги: налог на добавленную стоимость; акцизы (налоги, прямо включаемые в цену товара или услуги); на наследство; на сделки с недвижимостью и ценными бумагами и другие.

Они частично или полностью переносятся на цену товара или услуги.

Прямые налоги трудно перенести на потребителя. Из них легче всего дело обстоит с налогами на землю и на другую недвижимость: они включаются в арендную и квартирную плату, цену сельскохозяйственной продукции.

Косвенные налоги переносятся на конечного потребителя в зависимости от степени эластичности спроса на товары и услуги, облагаемые этими налогами. Чем менее эластичен спрос, тем большая часть налога перекладывается на потребителя.

Основные налоги, уплачиваемые в бюджет ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» в 2011 году составили 780,5 тыс. руб. в т. ч.:

1. затраты на экологию 89,7 тыс. руб.

2. ЕСН на зарплату 596,7 тыс. руб.

3. налог на землю

4. транспортный налог 2,8 тыс. руб.

5. налог на имущество 87,9 тыс. руб.

Большая доля ,уплачиваемая организацией , налогов приходится на ЕСН на зарплату 98%.

4. ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ООО «ТАТНЕФТЬ-АКТЮБИНСКРЕМСЕРВИС»

4.1 Организация и финансирование инновационной и инвестиционной деятельности

Инвестиционная программа ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» включает:

- инвестиции в производственную деятельность - приобретение оборудования не входящего в сметы строек (далее ОНВСС), геолого-технические мероприятия;

- инвестиции в непроизводственную деятельность - капитальное строительство, приобретение ОНВСС.

Источниками финансирования инвестиционной программы являются:

- производственная деятельность - износ, прибыль, остаточная стоимость реализованного имущества, износ ООО «Татнефть-Актив», лизинг, себестоимость;

- непроизводственная деятельность - прибыль.

В начале 2011 года для выполнения планового задания по ремонту скважин и обеспечения плановой прибыли и снижения затрат были разработаны мероприятия направленные на оптимизацию затрат, снижению продолжительности ремонта и обеспечению увеличения количества ремонтов в 2011 г.

Мероприятия предусматривали снижение расходов на сумму 34 млн. рублей за счет уменьшения транспортных затрат, отказа от аренды оборудования, снижение потребления электро- и теплоэнергии, снижение затрат на вспомогательные материалы, сокращение продолжительности ремонта.

Реализация данных мероприятий на сумму 37 млн. рублей позволила:

1. Снизить продолжительность ремонта на 5,9 часа (с 41 в 2010 году до 35,1 в 2011 году), несмотря на более сложную номенклатуру ремонтов.

2. Снизить стоимость ремонта на 54 тыс. рублей (с 377 в 2010 году до 322,8 в 2011 году).

3. Выполнить план по прибыли.

4. Выполнить запланированный уровень заработной платы.

5. Провести дополнительный ремонт оборудования на сумму 6 млн. рублей.

В целом по ООО "Татнефть-АктюбинскРемСервис" успешность применяемых технологий составила 84 %, на 136 скважинах (15,3%) эффект либо не достигнут, либо отсутствует.

Из 886 скважин запланированные заказчиком работы в полном объёме проведены на 852 скважинах т.е. 96,2 % всех ремонтов, а на 34 скважинах (3,8%) запланированные работы не смогли провести в полном объеме по причине непрохода инструмента в НКТ и э/колонне.

В таблице 4.1 рассмотрена успешность выполненных ремонтов по ООО "Татнефть-АктюбинскРемСервис" за период 2010-2011 годы.

Таблица 4.1 - Успешность выполненных ремонтов по ООО "Татнефть-АктюбинскРемСервис" за период 2010-2011 годы

НГДУ	Кол-во ремонтов	Эффективность
		Запланированная	Ниже запланированной	Без эффекта	Непроход инструмента
Всего за 2010 год	869	711	60	85	13
Всего за 2011 год	886	716	101	35	34

Управление инвестиционными проектами основывается на обеспечении стандарта процедур рассмотрения, экспертизы, системы оценки рисков и принятия решений. Данные процедуры обеспечиваются Инвестиционным комитетом совместно c управлением инвестиций ОАО «Татнефть».

Каждый инвестиционный проект проходит индивидуальную процедуру технического, геологического, экономического обоснования с экспертным заключением специалистов Компании о производственной целесообразности и инвестиционной привлекательности.

В целях контроля и минимизации инвестиционных рисков, по каждому проекту готовится карта рисков с описанием возможных геологических, производственных, финансово-экономических, правовых, земельно-имущественных и других факторов, способных негативно повлиять
на эффективность инвестиционных вложений.

При формировании инвестиционного портфеля активно используются информационные технологии и программные продукты от мировых лидеров в вопросах управления инвестиционными проектами.

Система управления инвестициями на базе my SAP ERP 2005 обеспечивает интегрированный контроль всех этапов планирования инвестиционной программы: от заявки структурным подразделением до инвестирования по основным направлениям инвестиционной деятельности. Это позволяет оперативно получать информацию по плановым и фактическим показателям каждого проекта и исполнению инвестиционной программы в целом, быстро реагировать на изменения в проектах в процессе их реализации.

Мониторинг реализуемых проектов осуществляется на всех этапах инвестиционного и эксплуатационного периодов до завершения срока их окупаемости.

4.2 Методика оценки экономической эффективности внедрения новой техники и технологий

Решение о целесообразности создания и внедрения новой техники, изобретений и рационализаторских предложений принимается на основе экономического эффекта определяемого на годовой объем производства новой техники в расчетном году (годового экономического эффекта). За расчетный год принимается первый год после окончания планируемого (нормативного) срока освоения производства новой техники. При определении годового экономического эффекта от изобретений и рационализаторских предложений за расчетный год принимается первый год их использования.

Годовой экономический эффект новой техники (изобретений и рационализаторских предложений) представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов, которую получает народное хозяйство в результате производства и использования новой техники и которая, в конечном счете, выражается в увеличении национального дохода.

Определение годового экономического эффекта основывается на сопоставлении приведенных затрат по базовой и новой технике. Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли

З = С + Ен*К, (4.1)

З - приведенные затраты;

С - себестоимость единицы продукции, руб;

К - удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой базовой техники: по объему производимой с помощью новой техники продукции (работы); качественным параметрам; фактору времени, социальным факторам производства и использования продукции, включая влияние.

Для обеспечения адекватного, в масштабе всего общественного производства, подхода к оценке экономической эффективности новой техники и исходя из того, что организация ее производства требует дополнительных народнохозяйственных ресурсов, в расчетах используется единый нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, равный 0,15.

Экономический эффект от внедрения мероприятий получается за счет дополнительной добычи нефти и определяется согласно РД 39-01/06-000-89 «Методические рекомендации по комплексной эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

Эt=Pt-Зt, (4.2)

Где Эt - экономический эффект от внедрения мероприятия;

Pt - результаты осуществления мероприятия

Зt - затраты на осуществление мероприятия

В тех случаях, когда внедрение отдельных объектов новой техники в связи с вложениями в той или иной отрасли условиями, а также по соображениям необходимости решения социальных, оборонных и других задач не дает экономического эффекта, решение о целесообразности включения в план таких объектов новой техники принимается министерствами и ведомствами.

4.3 Расчет экономической эффективности внедрения новых технологий при проведении капитального ремонта скважин с использованием установки «гибкая труба»

4.3.1 Использование защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes"

Технология изоляции вод в горизонтальных скважинах предусматривает применение в случае наблюдения притока жидкости по результатам ГИС. Работы проводятся с использованием надувных пакеров фирмы "Baker Hughes" для отсечения нефтеносной части пласта при закачке изолирующих материалов. При проведении изоляционных работ на скважинах наблюдалась негерметичность пакера при посадке в необсаженной части пласта после закачки изоляционных материалов, что в ряде случаев может привести к снижению эффективности водоизоляционных работ и технологическому осложнению, связанному с прихватом пакера. Нужно учесть и дороговизну одноразового надувного элемента пакера фирмы "Baker Hughes", стоимость которого составляет порядка 350,0 тыс. руб.

Предлагается для достижения эффективности временной изоляции нефтеносного участка горизонтальной части пласта в качестве пакера использовать защитный экран на основе полисахаридного геля, закаченного в объеме открытого ствола через установку "Гибкая труба" без применения пакера. Закачку водоизолирующих реагентов проводить через гибкую трубу, установленную в интервале водопритока.

Преимущества использования защитного экрана в простоте его приготовления, снижении материальных затрат, исключении технологических осложнений, связанных с прихватом пакера.

Исходные данные и расчет экономической эффективности представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Исходные данные и расчет экономической эффективности

№№ пп	Наименование	Един. измер.	Вариант
			базов.	новый
1	Количество скважин	скв.	9
2	Отработанное время	час.	92	86,4
3	Вспомогательные материалы	руб.	315430	2375
4	Затраты на содержание бригады	руб.	222291	216118
5	Транспортные затраты	руб.	345583	630092
6	Услуги сторонних организаций	руб.	519702	466637
	Итого затрат	руб.	1433006	1315222
	Итого экономический эффект	руб.	(1433006-1315222)*9=1060058
	Налог на прибыль (20%)	руб.	1060058*0,2=212012
	Всего экономический эффект	руб.	1060058-212012 = 848047

Таким образом, суммарный экономический эффект от использования защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes" за вычетом налога на прибыль составит 848047 рубля.

4.3.2 Использование автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе

Технология проведения комплекса ГИС горизонтальных и битумных скважин предусматривает применение барабана гибкой трубы d=38,1мм с запасованным в неё геофизическим кабелем. Работы проводятся за два подхода к скважине. При первом подходе промывается забой скважины с целью определения местоположения или углубления текущего забоя, затем с выездом на базу производится переброска барабана с гибкой трубой на барабан с запасованным в ней геофизическим кабелем. При втором подходе к скважине проводится комплекс ГИС со спуском геофизических приборов, после чего необходимо барабан с геофизическим кабелем перевезти на базу и монтировать на установку обычный барабан для дальнейшей работы.

Предложено: уменьшить продолжительность ремонта скважины и снизить транспортные затраты, за счет использования автономных приборов монтируемых на обычную гибкую трубу и исключения двух заездов бригады КРС на базу с целью переброски барабана.

Исходные данные и расчет экономической эффективности представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Исходные данные и расчет экономической эффективности

№№ пп	Наименование	Един. измер.	Вариант
			базов.	новый
1	Количество скважин	скв.	23
2	Отработанное время	час.	79,7	33
3	Затраты на содержание бригады	руб.	96 078,35	39 781,50
4	Вспомогательные материалы	руб.	2 900 000,00	0,00
5	Транспортные затраты	руб.	48 159,00	47 109,50
	в том числе
5.1.	Автоцистерна	руб.	16 248,00	16 248,00
5.2.	Вакуумник	руб.	13 540,00	16 586,50
5.3.	Тягач	руб.	3 625,00	3 625,00
5.4.	Автокран	руб.	4 096,00	0,00
5.5.	Компрессор	руб.	10 650,00	10 650,00
	Итого затрат	руб.	144 237,35	86 891,00
	Итого экономический эффект	руб.	(144237,35-86891)*23+2900000= 4 218 966
	Налог на прибыль (20%)	руб.	4218966*0,2=843 793
	Всего экономический эффект	руб.	4218966-843793=3 375 173

Итого, суммарный экономический эффект от использования автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе за вычетом налога на прибыль составит 3 375 173 рублей.

4.4 Анализ внедрения новых технологий при проведении капитального ремонта скважин с использованием установки «гибкая труба»

Себестоимость отражает полную совокупность всех производимых предприятием затрат на производство и дальнейшую реализацию своей продукции.

Как известно, затраты -- выраженные в денежной форме расходы предприятий, предпринимателей, частных производителей на производство, обращение, сбыт продукции.

Снижение издержек производства является одним из условий конкурентоспособности предприятия в условиях рынка.

Они находят свое выражение в показателях себестоимости продукции, которая характеризует сумму издержек производства и реализации, налогов, сборов и обязательных отчислений в целевые внебюджетные фонды.

Величина этих затрат зависит от цен на ресурсы необходимых для производства товара, а так же от технологий их использования.

Большая роль в снижении себестоимости принадлежит повышению производительности труда и рациональному использованию техники; внедрению прогрессивных норм расхода материалов, электроэнергии, воды, пара и других материальных ресурсов.

Особое внимание приобретает осуществление мер по устранению потерь в промышленности, строительстве, на транспорте и сокращению потребления продукции на собственные нужды.

В 2011 году в рационализаторской деятельности приняли участие 15 новаторов, это каждый десятый работник.

В сентябре месяце 2009года разработано и внедрено «Положение о порядке и реализации предложений по отдельным улучшениям», так называемые «инициативы».

Данные по сумме затрат, направленных в 2011 году на применение инновационных технологий представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Сопоставление затрат до и после применения инновационных технологий по ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» в 2011г

№ п/п	Наименование технологии	Затраты до проведения мероприятий, руб.	Затраты после проведения мероприятий, руб.	Откл., +,-, руб.
		всего	на 1 примен.	всего	на 1 примен.	всего	На 1 примен
1	Использование защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes"	1 433006	159222,9	1 315222	146135,8	-117784	-13087,1
2	Использование автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе.	144 237,4	6271,2	86 891	3777,9	-57 346	-2493,3
	ИТОГО	1 504 795	459 791	1 328 923	417 789	-175 872	-42001,9

По данным таблицы 4.4. видно, что наименьшее снижение затрат произошло от использования автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе. Наибольшее снижение затрат на 1 применение можно наблюдать из-за использование защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes".

Изменение затрат до и после проведения мероприятий показаны на рис. 4.1.

Рис.4.1 Изменение затрат до и после проведения мероприятий (руб)

По данным таблицы 4.4 и диаграммы 4.1 мы видим, что после проведения новых технологий производственная себестоимость существенно снизилась. Это говорит о том, что данные технологии являются эффективными и будут в дальнейшем применяться на предприятии.

В нижеследующей таблице рассмотрено выполнение данных мероприятий и их эффективности за 2011 год.

Таблица 4.5 - Выполнение мероприятий и эффективности за 2011 г

Показатели	Инновационные методы
	Использование защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes"	Использование автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе.
Стоимость 1 бригадо-часа работы бригады КРС	2586,63	1809,75
Затраты бригады в расчете на 1 скважину	87945,3	1729,63
Итого затрат	1 242 032	86 891,00
Экономический эффект	355 577	4 218 966
Налог на прибыль (20%)	71 115	843 793
Всего экономический эффект	284 462	3 375 173

По данным таблицы 4.5 видно, что наибольший экономический эффект от использования автономного прибора спускаемого в контейнере на гибкой трубе - 3 375 173 рублей, а наименьший экономический эффект от использования защитного экрана на основе полисахаридного геля при проведении водоизоляционных работ в необсаженной части ПЗП горизонтальных скважин вместо надувного пакера фирмы "Baker Hughes" - 284 462 рублей.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ООО "Татнефть-АктюбинскРемСервис" правомерно находится среди лидирующих предприятий отрасли. Технические и технологические новшества, создаваемые, испытываемые и внедряемые коллективом, подтверждают высокий творческий потенциал специалистов и рабочих, успешно способствуют решению сложных задач по обеспечению высокой эффективности доразработки нефтяных месторождений Республики Татарстан.

Предприятие оснащено полным комплексом подземного скважинного оборудования и инструмента для работы с гибкой трубой. Это разной конструкции соединители, надмоторные компоновки, насадки, шаблоны, центраторы, стабилизаторы, овершоты, тросоловки, штанголовки, труборезы, надувные пакера, забойные двигатели, долота, расширители.

В условиях резкого увеличения доли «тяжелых» ремонтов в последние годы усиливается специализация ремонтных бригад и освоение новых перспективных технологий капитального ремонта. Роль капитального ремонта в обеспечении плановых уровней добычи будет повышаться из года в год.

В последние годы в нефтяной и газовой промышленности большое внимание уделяется разработке и внедрении высокоэффективных технологий бурения и ремонта скважин, которые позволяют снизить затраты на проведение работ, увеличить продолжительность межремонтного периода и т.д.

В ОАО «Татнефть» из года в год ведется планомерная работа по оптимизации всех видов затрат, влияющих на себестоимость тонны добытой нефти, в том числе на капитальный ремонт скважин. При стареющем фонде скважин происходит неизбежный рост продолжительных, трудоемких и дорогостоящих ремонтов скважин.

Значение капитального ремонта скважин возросло с увеличением обводненности добываемой продукции и старением фонда скважин и увеличением сложных и трудоемких работ.

В начале 2011 года для выполнения планового задания по ремонту скважин и обеспечения плановой прибыли и снижения затрат были разработаны мероприятия направленные на оптимизацию затрат, снижению продолжительности ремонта и обеспечению увеличения количества ремонтов в 2011 г.

Поставлены следующие задачи:

1. Обеспечить выполнение доведенного задания по прибыли на сумму 21 млн. рублей.

2. Обеспечить 100 % загрузку мощностей по КРС.

3. Увеличить долю работ для сторонних заказчиков до 15 %.

4. Снизить транспортные затраты на ремонт 1 скважины на 10 % за счет эффективного использования спец. техники, исключения приписок при оформлении путевых листов.

По цеху КРС:

1. Сократить среднюю продолжительность ремонта до 32,5 часов.

2. Снизить непроизводительное время до 4%.

3. Снизить простои из-за отказов оборудования до 130 часов.

4. Продолжить расширение номенклатуры выполняемых работ. Проводить более серьезные виды ремонтов такие как отказ от пласта, герметизация э/колонн.

По цеху ККТ

1. Увеличить загрузку цеха ККТ на 25 %. Выполнить 4316 заявок.

2. Снизить количество передаваемых заявок по ККТ сторонним предприятиям до 0.

3.Стандартизировать все оборудование и инструмент.

4. Расширить номенклатуру работ выполняемых одним ПКС.

5.Оснастить подъёмники необходимыми приспособлениями в соответствии с требованиями РД, и приборами контроля технологического процесса.

В ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» проводится комплекс мероприятий по повышению эффективности капитального ремонта скважин с использованием установки «гибкая труба». Постоянно расширяется парк колтюбингового оборудования.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Годовой отчет ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» за 2010-2011 гг.

2. Пояснительная записка к годовому отчету ООО «Танефть-АктюбинскРемСервис» за 2010-2011гг.

3. Калькуляция себестоимости ООО «ТН - АктюбинскРемСервис» за 2010-2011гг.

4. Смета затрат на производство ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» за 2010-2011гг.

5. ТЭП по ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» за 2010-2011гг.

6. Войтоловский Н.В., Калинина А.П. Комплексный экономический анализ коммерческих организаций: Учебник. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2010. - 264 с.

7. Канке А.А., Кошевая И.П. Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: ИД «ФОРУМ» ИНФРА-М, 2007. - 288 с.

8. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебник - 4-е изд., перераб. и доп.- М.: Инфра-М, 2008 - 512 с.

9. Стражев В. И. Анализ хозяйственной деятельности в промышленности: Учебник - перераб. и доп., 2-е изд. -- Минск: Высшая школа, 2007.

10. Сыромятников Е.С. Организация и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие.- М.: Нефть и Газ, 2007.

11. Щадрина Г.В. Экономический анализ: Учебное пособие, практикум, тесты / Московский государственный университет экономики, статистики и информатики. - М., 2007. - 229 с.

12. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Дунаев В.Ф. - М.: Ростов-на-Дону, 2009.



ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Сведения о технико-экономических показателях по ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» за 2010-2011 года

№ пп	Показатели	Ед.изм.	2010 г.	2011 г.	отклонение
			факт	план	факт	от плана 2011г	от факта 2010г
1	Количество скважин, всего (по геол. отчетам)	скв-н	869,0	876,0	886,0	101,1	102,0
	ОАО "ТН" - КРС	скв-н	869,0	876,0	886,0	101,1	102,0
	в т.ч. с установки "Гибкая труба"	скв-н	869,0	876,0	886,0	101,1	102,0
	из них по межтрубному пространству	скв-н	193,0	876,0	150,0	17,1	77,7
2	Объем выполненных работ, всего (по законченным)	тыс.руб.	429 841,2	540 101,8	541 540,2	100,3	126,0
3	Себестоимость реализованной продукции (работ, услуг)	тыс.руб.	420 368,2	518 382,8	518 320,1	100,0	123,3
4	Прибыль от реализации	тыс.руб.	9 473,0	21 719,0	23 220,1	106,9	245,1
5	Рентабельность продукции	%	2,3	4,2	4,5
6	Среднесписочная численность, всего	чел.	153,0	156,0	153,0	98,1	100,0
7	Количество бригад		<...

Подобные документы

• Специфика нефти и газа

  Особенности отрасли нефтяной и газовой промышленности. География размещения и структура нефтяной и газовой отрасли промышленности Российской Федерации, их связь с отраслями народного хозяйства. Характеристика основных сырьевых баз и месторождений.
  
  реферат [83,3 K], добавлен 04.06.2015
  

• Агрегаты для проведения капитального и текущего ремонта скважин

  Агрегаты для освоения, капитального и текущего ремонта скважин. Агрегаты для интенсификации добычи. Специальный транспорт для перевозки труб, штанг и другого оборудования. Техника безопасности при работе спецагрегатов по освоению и ремонту скважин.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 23.04.2013
  

• Геология и развитие нефтяной и газовой промышленности

  Значение геологии в развитии нефтяной и газовой промышленности страны, геолого-промысловое обоснование технологических решений проектирования разработки. Особенности поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, водонапорный режим работы залежей.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 28.02.2010
  

• Технология нефтедобычи в ОАО "Кыргызнефтегаз"

  Цикл строительства скважин. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин. Схема скважинной штанговой установки. Методы увеличения производительности скважин. Основные проектные данные на строительство поисковых скважин № 1, 2 площади "Избаскент – Алаш".
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 21.11.2014
  

• Развитие нефтяной промышленности в России

  Место Российской Федерации среди стран мира по запасам и добыче нефти. Особенности развития и размещения нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей. Роль нефтяной промышленности в экономике страны. Современные проблемы и направления ее развития.
  
  контрольная работа [2,2 M], добавлен 29.12.2014
  

• Расчет параметров солянокислотной обработки

  Геолого-физическая характеристика пласта и Белозерско-Чубовского месторождения на территории Красноярского района Самарской области. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта скважин.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 13.04.2014
  

• Проблема "самозадавливания" скважин на Медвежьем месторождении и пути ее решения

  Основные методы борьбы с "самозадавливанием" скважин, выбор наиболее эффективной технологии для условий Медвежьего газового месторождения. Проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 22.10.2015
  

• Текущий и капитальный ремонт скважин

  Классификация подземного ремонта скважин на текущий и капитальный. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин. Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта. Освоение скважин после подземного ремонта, их ликвидация.
  
  реферат [155,3 K], добавлен 30.01.2011
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

  Понятие о нефтяной залежи, ее основные типы. Источники пластовой энергии. Пластовое давление. Приток жидкости к скважине. Условие существования режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорного, упругого, газовой шапки, растворенного газа.
  
  презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
  

• Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

  Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015
  

• Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения

  ОАО "Татнефть" - ведущее предприятие топливно-энергетического комплекса России. Разработка скважин Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения; применение ресурсосбегающих технологий; их экономическая эффективность и экологическая безопасность.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 19.05.2012
  

• Добывающая скважина на нефтяной залежи

  Разработка нефтяных залежей пробуренными скважинами. Процесс освоения скважин. Насосно-компрессорные трубы и устьевое оборудование. Условия фонтанирования скважин. Эксплуатация скважин погружными центробежными и штанговыми глубинными электронасосами.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 16.09.2012
  

• Насосно-компрессорные трубы

  Температура образования метаморфических горных пород. Потенциальные и оптимальные дебиты скважин. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) для перемещения внутри колонн газов, жидкостей во время применения газовых и нефтяных скважин. Резьбовые скрепления (НКТ).
  
  контрольная работа [18,7 K], добавлен 11.12.2010
  

• Использование стеклопластиковых труб в нефтегазовой промышленности

  Применение стеклопластиковых труб в нефтяной отрасли: российский и зарубежный опыт. Современное производство. Классификация модификаций труб. Мировые производители. Определение распределения давления грунта на трубу, деформации, напряжения в стенке.
  
  книга [1,6 M], добавлен 11.03.2014
  

• Ликвидация осложнений при строительстве скважин с использованием профильных перекрывателей

  Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин. Технология установки перекрывателя. Экологический раздел. Техника безопасности. Экономический эффе
  
  реферат [41,1 K], добавлен 11.10.2005
  

• Подземный ремонт скважин

  Текущий восстановительный и капитальный подземный ремонт скважин: транспортные, подготовительные, спускоподъемные, очистные и заключительные операции. Обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе ремонта.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 12.01.2010
  

• Анализ способов и технологий бурения скважин

  Изучение технических средств, применяемых при бурении скважин с использованием малогабаритных буровых установок. Анализ способов использования конструктивных особенностей машин при производстве изысканий. Правила оформления и комплектации оборудования.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 17.08.2014
  

• Бурение нефтяных скважин

  Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011
  

• Классификация и характеристика систем разработки месторождений

  Выделение эксплуатационных объектов. Системы разработки в режиме истощения, с искусственным восполнением пластовой энергии. Разработка нефтяных залежей с газовой шапкой, закачкой газа в пласт и многопластовых месторождений. Выбор плотности сетки скважин.
  
  реферат [260,3 K], добавлен 21.08.2016
  

• Фонд скважин ЗАО "Иреляхнефть"

  Характеристика Иреляхского газонефтяного месторождения. Состав и свойство нефти, анализ газоконденсата и воды. Ревизия фонда скважин ЗАО "Иреляхнефть". Описание установки подготовки нефти. Организация работы цеха по поддержанию пластового давления.
  
  отчет по практике [17,0 K], добавлен 24.10.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам