Дипломная работа

Повышение эффективности использования основных фондов предприятия

 

                                       

Содержание

 

 

Введение………………………………………………………………………….	4
1 Теоретические аспекты повышения эффективности использования основных фондов………………………………………………………………...	6
1.1 Проблемы воспроизводства основных фондов в газовой отрасли………………………................................................................................	6
1.2 Современное состояние подземного хранения газа……………………….	11
1.3 Современные технологии управления основными фондами в газовой отрасли……………………………………………………………………………	17
2 Анализ основных фондов Совхозного УПХГ………………………………..	23
2.1 Организационно-экономическая характеристика предприятия…………..	23
2.2 Анализ состояния и динамики основных фондов предприятия…………..	32
2.3 Организация капитального ремонта на предприятии……………………..	36
3 Пути повышения эффективности использования основных фондов Совхозного УПХГ………………………………………………………………..	40
3.1 Лизинг как способ обновления основных фондов…………………………	40
3.2 Автоматизированные системы управления технологическими процессами……………………………………………………………………….	44
3.3 Привлечение инвестиций как основа воспроизводства основных фондов	52
Заключение……………………………………………………………………….	54
Список использованной литературы……………………………………………	57
Приложение А Организационная структура Совхозного УПХГ……………..	60
Приложение Б Бухгалтерская отчетность 2008-2010 гг……………………….	61
Приложение В Положение о филиале ООО «Газпром ПХГ» «Совхозное УПХГ»…………………………………………………………………………….	85

 

 

Аннотация

 

 

В данной работе изложены основные пути повышения эффективности использования основных фондов предприятия, в теоретической части проанализировано состояние основных фондов газовой отрасли, современное состояние подземного хранения газа в России, информационные системы управления основными фондами в газовой отрасли, выявлены основные проблемы воспроизводства основных средств газового сектора.

Дипломной работой предусмотрена разработка практических рекомендаций и мероприятий, которые в дальнейшем позволят повысить эффективность использования основных фондов Совхозного УПХГ. Эти мероприятия повысят технический потенциал предприятия, что скажется, безусловно, на качестве оказываемых услуг.

Работа выполнена печатным способом на 91 страницах с использованием 27 источников, содержит 4 рисунка, 8 таблиц и 3 приложения.

 

Введение

 

 

Основные производственные фонды являются важнейшей частью производственного потенциала предприятий газового сектора. Наличие, состав, техническое состояние и уровень использования основных производственных фондов являются важнейшими факторами экономического развития и финансового состояния предприятий.

Основные производственные средства предприятия представляют собой совокупность материально-вещественных ценностей, используемых в качестве средств труда и действующих в натуральной форме в течение длительного времени как в сфере материального производства, так и в непроизводственной сфере.

От эффективного использования основных средств зависит финансовое состояние, конкурентоспособность предприятия. Рациональный состав фондов, их эффективное использование влияет на технический уровень, качество, надежность оказываемых услуг.

Основные фонды предприятия составляют основу его материально-технической базы. Их рост и развитие являются важнейшим условием повышения качества и конкурентоспособности продукции, а также конкурентоспособности самого предприятия.

На создание основных средств на предприятии расходуется значительная часть ресурсов.

В рыночных условиях предприятия, независимо от их формы собственности, за счет собственных средств амортизации, прибыли, кредитов приобретают оборудование, машины, строят цехи. И чтобы производство было эффективным, а огромные затраты на создание и приобретение основных средств не были напрасно потерянными, основные средства должны наиболее полно и рационально использоваться. От того, как используются основные производственные фонды, зависит дальнейшее развитие предприятия.

Для более эффективного роста объема производства необходимо постоянно совершенствовать структуру основных фондов. При этом темпы роста объемов основных фондов должны быть ниже темпов роста объемов продукции. Обновление и расширение фондов происходит за счет более производительной техники и снижения себестоимости продукции.

Основные фонды - сложная экономическая категория, которая связана с другими категориями производственной и экономической деятельности предприятия.

И значимость вопросов, связанных с эффективностью использования основных производственных фондов в условиях становления рыночных отношений на государственном уровне, на уровне, перерабатывающих и обслуживающих предприятий газовой отрасли, обусловлена необходимостью проведения исследования в этом направлении.

Изучению вопросов теории и практики эффективности использования основных фондов посвящено много научных исследований. Однако, в решении важных проблем экономическая наука все еще отстает от требований, выдвигаемых жизнью. Так, среди экономистов нет единого мнения по вопросам оценки и классификации основных фондов, существует различное отношение к движению их остаточной стоимости. Общий методологический подход к анализу основных фондов, хотя и не особо дискутируется, но осуществляется по-разному. Некоторые моменты определения экономической эффективности основных фондов являются спорными.

Актуальность темы обусловлена тем, что газовая отрасль занимает особое положение в российской экономике. Природный газ необходим не только для газификации населения, но и составляет высокий удельный вес в экспорте России.

Объектом дипломной работы является филиал ООО «Газпром ПХГ» «Совхозное управление подземным хранением газа». Основными видами деятельности Совхозного УПХГ являются закачка, хранение и отбор природного газа.

Предметом дипломной работы выступают основные производственные фонды Совхозного УПХГ.

Целью данной дипломной работы является определение приоритетных направлений повышения эффективности использования основных средств.

Исходя из указанной цели работы основными задачами являются:

• изучить проблемы воспроизводства основных средств в газовой отрасли, проанализировать современное состояние подземного хранения газа современные технологии управления основными средствами в газовой отрасли;
• проанализировать состав, структуру, динамику основных фондов Совхозного УПХГ;
• разработать практические рекомендации повышения эффективности основных фондов Совхозного УПХГ.

Для решения поставленных задач в процессе подготовки дипломной работы использовались следующие методы: наблюдения, сравнения и анализа.

Информационной базой для подготовки дипломной работы являлись:

• учебные и научные издания;
• периодические издания экономической литературы;
• ресурсы Интернет;
• данные, полученные в ходе преддипломной практики на предприятии.

 

 

 

 

 

 

1 Теоретические аспекты повышения эффективности            использования основных фондов

 

1.1 Проблемы воспроизводства основных фондов в газовой отрасли

 

 

Основой любого производственного процесса является человеческий труд, который предполагает в качестве необходимого условия своей деятельности наличие средств и предметов труда. В процессе производства работники предприятий с помощью средств труда воздействуют на предметы труда и превращают их в различные виды готовой продукции. Средства труда (машины, оборудование, здания и др.) и предметы труда образуют средства производства, выраженные в стоимостной форме, которые являются производственными фондами предприятия. В зависимости от их функционирования в процессе производства, способе перенесения стоимости на готовый продукт и характера воспроизводства различают основные и оборотные фонды.

Основные фонды предприятия – это средства труда, которые многократно участвуют в процессе производства, постепенно изнашиваются и переносят свою стоимость на готовую продукцию по частям в течение ряда лет в виде амортизационных отчислений.

Основные фонды являются материально-технической базой общественного производства. От их объема зависит уровень технической вооруженности труда, производственная мощность предприятия, производительная сила труда. В условиях рыночной экономики политика в области воспроизводства основных фондов играет исключительно важную роль, так как именно она определяет количественное и качественное состояние основных фондов.

Основная задача воспроизводственной политики на макроуровне заключается в создании для всех хозяйствующих субъектов благоприятных условий для простого и расширенного воспроизводства основных фондов. Задача эта решается путем осуществления соответствующей амортизационной и налоговой политики.

Воспроизводство основных фондов – это непрерывный процесс их обновления, путем приобретения новых, реконструкции, технического перевооружения, модернизации и капитального ремонта существующих. В процессе воспроизводства основных фондов решаются следующие задачи:

1) возмещение выбывающих фондов;

2) совершенствование видовой, технологической и возрастной структур;

3) повышение технического уровня производства.

Воспроизводство основных фондов может осуществляться в двух формах.

Простое воспроизводство – размеры и качество средств труда в каждом последующем производственном цикле остаются неизменными

Расширенное воспроизводство – размеры и качество средств труда в каждом последующем производственном цикле возрастают.

Основными источниками воспроизводства основных фондов являются: при расширенном воспроизводстве – прибыль предприятия, взносы учредителей, кредиты банка; при простом – амортизационный фонд.[25]

Несмотря на то, что газовая отрасль является сравнительно молодой, но и она сталкивается с проблемой воспроизводства основных фондов.

Одной из составных частей топливно-энергетического комплекса является газовая отрасль. От эффективности её динамичного функционирования зависит не только развитие всей экономики в целом, но и обеспечение достойного уровня жизни населения страны. В России, площадь которой составляет 12,8 % территории обитаемой суши, сосредоточено 47 трлн. м³ природного газа, что составляет 26,7 % мировых доказанных запасов. Имеющегося газа, даже без учёта открытия новых месторождений, хватит на 81,2 года добычи, а прогнозные ресурсы составляют 127 трлн. м³ (на 200 лет добычи). В России выявлено 786 газоносных месторождений, из которых 169 газонефтяных, 26 нефтегазовых, 209 нефтегазоконденсатных, 139 газоконденсатных, 243 газовых.

В 1970-1990 гг. добыча газа была увеличена с 83 млрд. м³ до 641 млрд. м³, или практически в восемь раз. За последующие 15 лет разработки, несмотря на усилия ОАО "Газпром", уровень добычи не может превзойти достигнутый в 1991 г. Разведочное бурение в начале 90-х гг. прошлого столетия также резко сократилось. Объёмы геологоразведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы газовой промышленности как в количественном, так и в качественном отношении, что привело к ухудшению структуры материально-сырьевой базы отрасли, а доля России в мировых разведанных запасах продолжает сокращаться и составляет в настоящее время 26,7 % против 34 % в 1992 году.

Газовая промышленность является наиболее устойчивой в своем развитии отраслью в российской экономике. В ее состав входят предприятия по добыче, переработке, хранению и транспортировке газа. Природный газ является одной из важнейших составляющих российского экспорта, так как занимает лидирующее место в производстве топливно-энергетических ресурсов (на его долю приходится около 50%).

В состав отрасли входит 65 предприятий с численностью промышленно-производственного персонала 41 тысяча человек. Создано российское акционерное общество «Газпром», которое объединяет в целостную технологическую и организационную структуру 42 дочерних предприятия, расположенных в различных регионах России. Они обеспечивают полный производственный цикл – от бурения скважин до поставки газа потребителям.[26]

При переходе к рыночной экономике кризис затронул и газовую промышленность. Прекращение централизованного инвестирования, разрыв связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежи за поставляемый внутри и вне России газ, неурегулированность вопросов транзита, «суверенизация» частей единой системы газоснабжения республиками СНГ, не способствовали стабильному развитию отрасли.

На рисунке 1 представлены результаты SWOT-анализа российской газовой промышленности.[23]

 

Сильные стороны	Слабые стороны
Развитая газотранспортная инфраструктура. Отлаженный процесс добычи природного газа. Квалифицированный кадровый состав. Наличие потребителей в РФ, СНГ и зарубежных странах. Наличие значительных имущественных активов в собственности предприятий. Наличие значительного научно-технического задела.	Высокий износ оборудования. Исчерпанные основные газовые месторождения. Недостаток инвестиционных средств. Высокая кредитная задолженность. Технологическое отставание от зарубежных энергетических ТНК. Высокая социальная нагрузка, зависимость от социально-политических факторов.
Возможности	Угрозы
Возможность выхода на новые сегменты рынка в России и за рубежом. Большие возможности по расширению сбыта природного и сжиженного газа. Наличие значительного интереса со стороны инвесторов. Увеличение протяженности газотранспортной сети. Увеличение количества независимых частных газовых производителей. Возможность роста газопроизводства.	Снижение покупательной способности потребителей на внутреннем рынке в условиях кризиса. Дальнейший рост износа оборудования. Удорожание сервисного и технического обслуживания газового оборудования. Возрастание конкуренции зарубежных ТНК. Прогнозируемый значительный рост стоимости газа. Социальный порог роста стоимости газа.

 

Рисунок 1 - SWOT-анализ российской газовой промышленности

 

Одной из основных проблем газового комплекса РФ является технологическое устаревание основных фондов и технологический регресс. Основная часть технических средств имеет износ более 50 %, средний возраст магистральных газопроводов составляет более 24 лет, отрасль перегружена морально устаревшим отечественным и импортным оборудованием.

Рассмотрим наиболее актуальные проблемы воспроизводства основных фондов:

• нецелевое использование амортизационного фонда;
• снижение объема инвестиций в основные фонды.

Основным источником покрытия затрат, связанных с обновлением основных фондов, являются собственные средства предприятия. Они накапливаются в течение всего срока службы основных фондов в виде амортизационных отчислений.

Амортизация – процесс постепенного перенесения стоимости основных фондов по мере износа на произведенную продукцию, превращения ее в денежную форму и накопления финансовых ресурсов в целях последующего воспроизводства основных фондов. Сумма амортизационных отчислений зависит от стоимости основных фондов, времени эксплуатации, затрат на модернизацию. В условиях рыночных отношений величина амортизационных отчислений оказывает существенное влияние на экономику предприятия. С одной стороны, слишком высокая доля отчислений увеличивает величину издержек производства, снижает конкурентоспособность продукции, уменьшает объем получаемой прибыли. С другой стороны, заниженная доля отчислений удлиняет срок оборачиваемости средств, вложенных в основные фонды, а это ведет к их старению, к снижению конкурентоспособности продукции и потере позиций на рынке.

             Применение ускоренных методов связано с тем, что многие виды машин и оборудования быстро теряют свою стоимость (устаревают морально). Другим аргументом в пользу ускоренных методов является то, что расходы по ремонту, как правило, значительно увеличиваются в конце срока эксплуатации оборудования.

В целях создания условий для развития высокотехнологичных отраслей экономики внедрения эффективных машин и оборудования в соответствии с постановлением Правительства РФ от 19.08.1994г №967 «Об использовании механизма ускоренной амортизации и переоценке основных средств» организации предоставлено право применять механизм ускоренной амортизации активной части производственных основных фондов. Перечень высокотехнологичных отраслей и эффективных видов машин и оборудования, по которым применяется механизм ускоренной амортизации, устанавливается федеральными органами исполнительной власти. При введении ускоренной амортизации применяется равномерный способ ее начисления, при котором утвержденная в установленном порядке норма годовых амортизационных отчислений увеличивается на коэффициент, который не должен превышать 2,0.

Важным рычагом управления амортизацией является установленный порядок использования амортизационного фонда. В настоящее время предприятиям предоставлено право самостоятельно решать вопрос об использовании средств амортизационного фонда. В связи с кризисным положением российских предприятий, резкой нехваткой финансовых ресурсов и наличием неплатежей средства амортизационного фонда обезличены и направляются на текущие нужды предприятия. Нецелевое использование амортизационного фонда тормозит техническое перевооружение, создает проблему инвестиционных ресурсов воспроизводства основных фондов.[25]

Также среди главных проблем обновления основных средств газовой отрасли является отсутствие инвестиций. В России объем инвестиций в основной капитал компаний нефтегазового сектора с 1999 по 2009 г. увеличился в 12 раз. Однако в 2009-2010 гг. объем инвестиций в основной капитал компаний нефтегазового сектора резко сократился ввиду уменьшения объема государственного финансирования развития добывающих отраслей, роста налоговой нагрузки, падения спроса на энергоносители в ключевых регионах сбыта российской нефти и газа и сокращения частных инвестиций вследствие экономического кризиса. Динамика инвестиций в основной капитал газовой отрасли представлен на рисунке 1.

 

Рисунок 2 - Динамика инвестиций в основной капитал газового сектора

с 2001-2011 год

 

           Особенности формирования инвестиционной политики в газовой отрасли обусловлены спецификой развития газового комплекса, а именно:

1) газовая отрасль является естественной монополией, доля ОАО "Газпром" в производстве газа составляет около 85 %;

2) высока социальная значимость отрасли;

3) стабильное развитие газовой отрасли обеспечивает энергетическую и экономическую безопасность страны;

4) высока степень износа ОПФ, технологическое устаревание ОФ;

5) снизились темпы воспроизводства разведанных запасов газа;

6) прогнозируется повышение себестоимости добычи газа и трудноизвлекаемых запасов;

7) инвестиционные проекты имеют длительный срок реализации;

8) необходим большой объём инвестиций;

9) инвестиционные решения принимаются на уровне Правительства РФ.

Инвестиции в газовую отрасль обеспечат не только развитие самой отрасли, но и вызовут мультипликационный эффект повышения спроса на высокотехнологичные буровые установки, установки подготовки газа, абсорбционные установки, газоперекачивающие агрегаты, трубную продукцию и прочие, тем самым стимулируя инновационное развитие машиностроения. Первоначальный толчок от инвестиций в газовую отрасль своей "третьей волной" захватит смежные отрасли машиностроения (металлургию, химию и нефтехимию), порождая новые инвестиции, новые рабочие места, увеличивая в целом национальный доход, и таким образом перейдёт на всю экономику в целом, обеспечивая переход на новый технологический уклад, качественный экономический рост.[9]

Среди основных проблем инвестиционной привлекательности газовой отрасли России можно выделить:

1) высокая степень неопределенности вопросов цены и спроса на конкурентных рынках сбыта газа;

2) рост налоговых изъятий в газовой отрасли (экспортная пошлина на природный газ установлена в размере 30% таможенной стоимости природного газа, НДПИ на газ не индексировался 5 лет, но с 2011года увеличится на 61 % - в соответствии с темпами инфляции за все неиндексируемые годы, ставка НДПИ за 1000 кубометров газа с 2011 года вырастет с 147 до 237 рублей;

3) появление альтернативных видов топлива и альтернативных российским каналов поставок газа;

4) высокие издержки развития производственной, транспортной и сервисной инфраструктуры;

5) высокие эксплуатационные издержки, обусловленные структурой запасов, степенью износа основных фондов, применяемыми технологиями добычи и переработки.[27]

 

1.2 Современное состояние подземного хранения газа

 

 

В газовую отрасль включаются предприятия добычи, транспортировки и хранения природного газа. Подземное хранение газа в России играет важную роль в обеспечении надежной поставки газа отечественным и зарубежным потребителям. В настоящее время на территории России имеется более 20 объектов подземного хранения газа. Объем активного газа всех хранилищ превышает 60 млрд. м³, расчетная суточная производительность хранилищ - примерно 600 млн. м³, максимальный суточный отбор по всем хранилищам в 2008 году превысил 580 млн. м³.

В основном все объекты подземного хранения газа представляют собой современные промышленные предприятия с достаточно высокой степенью автоматизации технологических процессов. На территориях ПХГ пробурено более 3700 скважин, на объектах подземного хранения - более 2500, мощность компрессорных станций превышает 750 МВт.

На всех хранилищах осуществляется комплексный (геологический, технологический, экономический) контроль за процессами закачки, отбора и хранения газа. Особая роль отведена контролю за распространением газа в пласте. Производится измерение пластового давления, газонасыщенности отдельных интервалов в скважинах.

Проектирование новых и расширение действующих хранилищ осуществляется с использованием научно-технических достижений. При проектировании хранилищ и анализе их эксплуатации широко применяются ЭВМ. Бурятся горизонтальные скважины, сооружаются скважины большого диаметра, применяется открытый забой. Внедрение этих мероприятий позволило на некоторых хранилищах повысить рабочий дебит скважин в 3-4 раза.

Существующие системы газоснабжения, включая объекты добычи, транспорта и подземного хранения газа, удовлетворяют потребности в газе европейской части России и обеспечивают выполнение экспортных поставок при понижении температуры наружного воздуха в среднем до -20 °С. При дальнейшем понижении температуры для полного удовлетворения потребности потребителя в газовом топливе необходимо дополнительное увеличение суточной производительности хранилищ. В противном случае потребуется применение резервного топлива и отключение отдельных промышленных предприятий.

ОАО "Газпром" - динамично развивающаяся компания и надежный поставщик газа отечественным и зарубежным потребителям. В связи с этим важным направлением развития ПХГ является создание долгосрочного (стратегического) резерва газа. Он предназначен для обеспечения нормального функционирования ЕСГ, устойчивого развития страны и политической стабильности общества. Объем долгосрочного резерва определяется исходя из вероятных изменений планов ввода в эксплуатацию производственных объектов, мощностей по добыче и транспорту газа с целью предотвращения срыва в газоснабжении, а также возможных нарушений в системе топливоснабжения страны в случае форс-мажорных ситуаций.

Объем долгосрочного резерва предлагается рассчитывать исходя из обеспечения двухгодичного прироста потребительского спроса государства на природный газ. Долгосрочные резервы газа создаются в объектах, где может быть извлечено 100 % закачанного газа. Закачка газа осуществляется в период, когда имеется его избыток. Дополнительные капитальные вложения в объекты хранилища, как правило, не требуются или являются незначительными. Закачанный долгосрочный резерв газа рано или поздно все равно поступит в районы газопотребления (в районы нахождения хранилищ), но с меньшей затратой средств. Долгосрочный резерв газа в хранилищах при нормальной их эксплуатации будет выполнять роль буферного газа, что, в свою очередь, улучшит условия работы хранилища.

В последнее время ПХГ начали выполнять новую функцию - временных подземных хранилищ попутного нефтяного газа (ПНГ). Освоение многих нефтяных месторождений осуществляется на малообустроенных территориях: отсутствует инфраструктура, нет газопроводов для подачи газа крупным потребителям. Желание предпринимателей скорее освоить недра и реализовать нефть заставляет их сжигать ПНГ в факелах. По данным некоторых экспертов, в 2006 г. в России, таким образом, было сожжено около 50 млрд. м³ попутного газа. Это в 7-8 раз выше, чем среднегодовая закачка буферного газа в ПХГ в период их бурного строительства.

Успехи в технологии строительства ПХГ в различных геологических условиях позволяют создавать в районе освоения нефтяных месторождений объекты для временного хранения добываемого попутного газа. Такими объектами могут быть расположенные рядом законсервированные газовые месторождения, водоносные пласты в антиклинальных структурах.[7]

Одна из приоритетных задач эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) на современном этапе - максимальное увеличение суточной производительности эксплуатационных скважин и газохранилищ в целом. Это должно достигаться не столько увеличением числа эксплуатационных скважин, сколько повышением их продуктивных характеристик. Увеличение суточной производительности может быть достигнуто, прежде всего, за счет реконструкции основного фонда эксплуатационных скважин.

Если еще в конце 90-х гг. прошлого столетия средний дебит скважин на ПХГ составлял 200-300 тыс. м³/сут., то в настоящее время на газохранилищах не являются редкостью скважины, производительность которых превышает 1 млн. м³/сут. В первую очередь это относится к газохранилищам, залежи которых приурочены к породам, представленным суперколлекторами - терригенными породами проницаемостью до 2 мкм² и выше (Касимовское, Невское) или рифогенными массивами толщиной до нескольких сотен метров (Совхозное ПХГ).[7]

Основной проблемой подземных хранилищ газа является износ основных фондов. Большая часть оборудования и сооружений подземных хранилищ газа (ПХГ) как в России, так и в Германии находится в эксплуатации более 20 лет, поэтому обеспечение их надежной и безопасной эксплуатации без полной реконструкции объектов и замены старого оборудования новым является весьма актуальной задачей. Реконструкция ПХГ не должна сводиться только к замене морально и технически устаревшего оборудования новым и более совершенным. Она должна преследовать следующие цели: увеличение активного объема газа в хранилище, повышение суточного отбора газа, повышение мобильности в работе станции ПХГ. Проведенные совместные работы позволили обменяться опытом в части методологии оценки текущего технического состояния сложных сооружений и оборудования ПХГ. Полученные положительные результаты открывают перспективы для дальнейшего взаимовыгодного сотрудничества с целью повышения эффективности и достоверности результатов диагностических работ и решения задач в области эксплуатационной безопасности объектов ПХГ газовых компаний России и Германии.

В России эта задача решена путем создания системы обеспечения промышленной (эксплуатационной) безопасности, проведения в рамках этой системы комплекса экспертно-диагностических работ с необходимой периодичностью и перехода от плановых ремонтных работ или реконструкции к ремонту в зависимости от фактического технического состояния объектов.[19]

Экспертиза промышленной безопасности скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) проводится в соответствие с ежегодной Программой работ по экспертизе промышленной безопасности и диагностике технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов ПХГ ОАО "Газпром" силами ООО "Газпромэнергодиагностика", которое является головным экспертно-диагностическим центром в данной области.

Согласно Регламенту по проведению экспертизы промышленной безопасности скважин различного назначения подземных хранилищ газа и назначению (продлению) срока их безопасной эксплуатации, разработанному ООО "Газпромэнергодиагностика", экспертиза промышленной безопасности скважин проходит в три этапа.

Подготовительный этап включает:

1) оценку технического состояния скважин на основании анализа проектной документации и документации, полученной в процессе бурения и испытаний, а также технической документации, полученной в процессе эксплуатации;

2) определение группы ПХГ в зависимости от содержания в отбираемом газе коррозионно-активных и абразивных компонентов;

3) выявление факторов, представляющих потенциальную опасность для надежной эксплуатации скважин.

Экспертное техническое диагностирование включает:

1) определение технического состояния обсадных колонн, состояния крепи скважин и заколонных пространств геофизическими методами;

2) обследование приустьевого участка скважин;

3) исследование межколонных флюидо-проявлений;

4) расчет остаточной прочности эксплуатационной колонны;

5) расчет остаточного срока безопасной эксплуатации скважины. Заключительный этап включает:

1) анализ полученной информации;

2) назначение (продление) срока безопасной эксплуатации скважины;

3) подготовку и выдачу заключений экспертизы промышленной безопасности.

Еще одной проблемой подземного хранения газа является повышение экологической безопасности, требования к которой постоянно будут расти. Переход многих объектов (земля, леса, водные бассейны) в частную собственность актуализирует эту проблему.

Продуктивные пласты многих ПХГ представлены неустойчивыми рыхлыми коллекторами. На скважинах таких объектов применяются в основном противопесочные гравийные фильтры. Разработана технология изготовления и установки их на скважинах. Они хорошо зарекомендовали себя в условиях, когда в скважинах отсутствует приток воды. При его наличии происходит их разрушение и наблюдается поступление породы в ствол скважины. Поэтому проблема эксплуатации скважин в неустойчивых коллекторах полностью не решена. Здесь, по-видимому, требуются новые пути, новые идеи. За рубежом разрабатывается технология сооружения скважин с предварительно напряженным состоянием. Возможно, это направление окажется эффективным.

Техническое диагностирование фонтанной арматуры, колонных головок и приустьевого участка скважины включает определение остаточной толщины стенок трубных элементов, их герметичности, а также сплошности металла сварных соединений и проводится методами неразрушающего контроля (визуального, измерительного и инструментального).

Инструментальный контроль элементов фонтанной арматуры и оборудования устья скважины предусматривает твердометрию, ультразвуковые толщинометрию и контроль сплошности материалов. При обнаружении часто повторяющихся дефектов проводится техническое диагностирование методами разрушающего контроля типовых образцов корпусных деталей, демонтированных со скважин. В процессе проведения испытания на прочность выполняется проверка герметичности по основному металлу, сварным швам, уплотнениям фланцевых и резьбовых соединений.

Техническое диагностирование эксплуатационной колонны включает определение остаточной толщины и возможных дефектов стенок насосно-компрессорных и обсадных труб, мест негерметичности колонны.

Техническое диагностирование межи заколонного (кольцевых) пространств включает: определение наличия цементного кольца, его сплошности; оценку качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и горной породой; выявление возможных локальных (техногенных) скоплений газа выше продуктивного пласта, в том числе в приустьевой зоне; определение интервалов и направлений возможных заколонных перетоков флюидов, межколонного давления (МКД) и его источников, расхода флюидов из заколонного пространства.

Техническое диагностирование эксплуатационной колонны и межи заколонного пространств скважины осуществляется поэтапно:

I этап - в газовой среде через НКТ;

II этап - в заглушенной скважине без НКТ при капитальном ремонте скважины или в случае выявления дефектов на I этапе.

Расчеты на прочность эксплуатационных колонн проводятся на базе современного программного обеспечения, основанного на методе конечных элементов, в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. При проведении аналитических расчетов учитываются: данные инструментального обследования, включая фактические геометрические параметры труб, распределение цементного камня за колонной; механические свойства материалов; особенности геологического разреза, вскрытого скважиной (наличие пород, склонных к текучести, интервалы кавернозности и т. д.); действующие режимы нагружения.

Характерными видами повреждений эксплуатационных колонн скважин ПХГ являются коррозионный износ, деформация поперечного сечения, желобообразная выработка (на внутренней поверхности), сочетание деформации поперечного сечения и желобообразной выработки с коррозионным износом. При сложном характере дефектов обсадной колонны проводятся специальные расчеты с учетом всех основных действующих факторов. Опрессовка проводится при неоднозначных результатах расчетов остаточной прочности, а также при капитальном ремонте.

С 2003 г. специалистами СевКавНИПИгаза выполнено около 300 расчетов параметров остаточной прочности эксплуатационных колонн по результатам технического диагностирования в рамках экспертизы промышленной безопасности скважин ПХГ. Объектами расчета являлись эксплуатационные колонны Дмитриевского, Елшано-Курдюмского, Канчуринского, Краснодарского, Кущевского, Михайловского, Песчано-Уметского, Пунгинского, Северо-Ставропольского, Совхозного, Степновского ПХГ. Большинство колонн исследовались в газовой среде через НКТ. В 26 случаях установлено снижение их прочностных характеристик из-за уменьшения толщины стенки труб. По результатам расчетов был определен остаточный ресурс скважин, разработаны и выполнены мероприятия по дальнейшему использованию поврежденных эксплуатационных колонн.

В ходе технического диагностирования элементов устьевого оборудования (трубная головка, тройник, задвижки, колонная головка) скважин Краснодарского, Северо-Ставропольского, Канчуринского и Степновского ПХГ был установлен коррозионно-абразивный износ стенок корпусных деталей (до 10 %), а также износ уплотнительных элементов. В единичных случаях выявлены дефекты сплошности материала в виде трещин и каверн в корпусных деталях, послужившие причиной их замены.

Результаты технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин, эксплуатационных колонн, заколонных пространств, призабойной зоны используются для решения следующих задач: прогноза остаточного срока безопасной службы скважин ПХГ в целом, продления срока их эксплуатации; обоснования перевода скважин из одной категории в другую; вывода скважин из эксплуатации по причине недостаточной прочности эксплуатационных колонн и проведения ремонтных работ; реконструкции и перевода ПХГ на повышенное давление нагнетания.

Важным направлением дальнейшего совершенствования технического диагностирования скважин ПХГ является разработка отраслевых стандартов. Специалистами СевКавНИПИгаза, Газ - промэнергодиагностики и дочерних обществ Газпрома в последнее время разработаны следующие нормативные документы:

СТО ГАЗПРОМ "Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ" - содержит методику по ведению формуляра технического состояния фонтанных арматур и оборудования устья скважин по результатам их технического диагностирования;

СТО ГАЗПРОМ "Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ" - детализирует промыслово-геофизические исследования с целью технического диагностирования состояния обсадных колонн и заколонного пространства, методы прочностных расчетов обсадных колонн, сроки проведения технического диагностирования скважин ПХГ.

Бесспорно, в своей практической работе по подземному хранению газа работники газовой промышленности сталкиваются со многими другими проблемами, а именно: вскрытие пластов с рабочими жидкостями, предотвращающими кольматацию призабойной зоны; повышение качества крепления скважин; ускорение темпов проводки скважин; технология борьбы с водопроявлениями, повышение эффективности капитального ремонта скважин и др.

ОАО "Газпром" имеет многолетний опыт проектирования, создания и эксплуатации ПХГ. Ни одна другая компания не имеет такого многообразия геологических и технических условий создания хранилищ, в стране имеется богатейшая научная база по этим проблемам. Поэтому есть все основания считать, что ОАО "Газпром" будет и в дальнейшем лидером в области разведки, проектирования, создания и эксплуатации ПХГ.[22]

 

 

1.3 Современные технологии управления основными фондами в                                    газовой отрасли

 

 

Сегодня для предприятий нефтегазового комплекса наиболее актуальными задачами являются разработка новых месторождений, развитие геологоразведки, поиск новых способов добычи месторождений. Современные технологии мониторинга и анализа месторождений, сбора геолого-промысловой информации, управлении геолого-геофизическими данными и другими позволяют значительно оптимизировать эти процессы.

Все более серьезное значение приобретает снижение себестоимости добычи, переработки и транспортировки нефти и газа. Во многом эту задачу помогает решить автоматизация ключевых бизнес-процессов в этих областях: проектирования и технологического контроля разведочного бурения, обсчитывания параметров бурения, управления геолого-геофизическими данными и другие.

Не менее важная задача сектора – эффективное управление основными фондами, которое является одним из источников повышения рентабельности производства.

Для фондоемких предприятий всегда было важно обеспечить управляемость процессов эксплуатации, технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) оборудования. Это важно и в газовой отрасли, где существенно повышается актуальность экономичной и безопасной эксплуатации всей инфраструктуры, обеспечивающей добычу, транспортировку и переработку газа и нефти. Сокращение издержек бизнеса, в том числе в области организации и проведения ТО и Р оборудования, является резервом конкурентоспособности предприятий и повышения его рентабельности. Поэтому владельцам бизнеса и менеджерам предприятий необходимо иметь полное представление о продуктивности использования производственных мощностей, грамотности их эксплуатации и, в итоге, об эффективности инвестиций в основные фонды. Для этого надо обладать информацией по объемам произведенной продукции и издержек, связанных с владением основными фондами, разрабатывать соответствующие корректирующие или предупреждающие мероприятия. С этой целью с разных уровней управления и разных территориальных подразделений должна стекаться и анализироваться информация: в какую сумму обходятся работы по То и Р, сколько по плану и по факту затрачено на запчасти, сколько лишнего времени оборудование простояло в ремонте и по какой причине, на каком оборудовании возникают отказы или аварии, кто его обслуживает, какое оборудование дает наиболее интенсивные потоки дефектов, каковы текущие и прогнозируемые показатели надежности, какой вклад в надежность вносят те или иные мероприятия по ТО и Р, какие из них требуют первоочередного выполнения, какой риск для экономики предприятия, экологии и безопасности несет их невыполнение и т. д.

Современное решение перечисленных задач связано с внедрением на предприятиях информационных систем управления основными фондами (ИСУОФ) и в целом инфраструктурой. В России известны проекты ИСУОФ и поставщики соответствующих программных платформ, на основе которых строятся такие системы, - это специализированные продукты, относящиеся к классу ЕАМ (Enterprise Asset Management), от поставщиков из США (IBM, Infor), Западной Европы (IFS АВ), Австралии (Mincom), а также от отечественных разработчиков. Первый коммерчески доступный и тиражируемый программный продукт для ИСУОФ был выведен на российский рынок компанией НПП "СпецТек" в 1992 г. (с 1994 г. НПП "СпецТек" разрабатывает и поставляет ЕАМ-систему TRIM).[3]

Решения класса EAM в России менее известны, чем ERP- или CRM-системы. Но это не умаляет их значимости. Управление основными фондами (Enterprise Asset Management, EAM) напрямую связано с техническим обслуживанием и ремонтами (ТО и Р) – жизненно важной областью деятельности энергетических и транспортных компаний, добывающих и оборонных предприятий, автосервисов и операторов связи. Более того, в таких системах как SAP R/3 и IFS Applications EAM-функциональность напрямую интегрирована со стандартными модулями ERP, будучи, таким образом, дополненной финансовыми, производственными и прочими модулями.

Аббревиатура EAM была введена в конце 1990-х годов аналитической компанией Gartner Group, подобно «стандартизованным» ранее системам MRP, MRPII и ERP. Впрочем, реальным стандартом в его классическом понимании EAM не является, хотя существуют устойчивые управленческие методологии, которые и лежат в его основе.

Интегрированные системы управления основными фондами явились логическим развитием компьютерных систем управления ремонтами (Computerized Maintenance Management Systems – CMMS), существующих уже более 20 лет. Основное предназначение CMMS-систем – это сокращение затрат на обслуживание оборудования и повышение производительности (коэффициента готовности).

CMMS обеспечивает поддержку следующих возможностей:

1) ведение регистра оборудования, технических установок, агрегатов и их компонентов;

2) регистрация технических данных, спецификаций для установки, ремонта и обслуживания оборудования;

3) планирование основанных на календаре предупредительных ремонтов и генерация наряд заказов;

4) планирование и диспетчеризация исполнения наряд заказов;

5) отчетность о выполнении наряд заказов – объемы работ, рабочее время, использованные материалы и понесенные затраты;

6) управление складским хозяйством, возвратом материалов и запасными частями;

7) управление снабжением материалами, запасными частями и внешними подрядчиками;

8) стандартная отчетность и статистика;

9) контроль доступа пользователей к системе.

CMMS-система управляет и поддерживает только наряд-заказы. В отдельных системах поддерживаются элементарные бизнес-процессы, однако они обычно жестко зашиты в ядро системы и используются только для управления наряд-заказами.[24]

EAM-системы обеспечивают всю ту же функциональность, что и CMMS, равно как и много других возможностей:

1) проектирование процессов технического обслуживания и модернизации оборудования;

2) управление поставками оборудования и управление монтажом;

3) предупредительное обслуживание, основанное на условиях (ремонт по состоянию). Продвинутые ЕАМ-системы интегрируются с системами нижнего уровня (т.е. АСУТП), позволяя получать от них данные, на основе которых проводится анализ необходимости выполнения тех или иных ремонтных/профилактических работ;

4) управление людскими ресурсами (персоналом) – контроль и управление доступностью ремонтного персонала, анализ квалификации, соответствия требуемой компетенции, учет посещаемости;

5) сбор данных – штрих-коды, внешние датчики;

6) экспорт данных в другие программы (т.е. MS Excel, аналитические программы);

7) расширенный контроль доступа, основанный на ролях доступ к выбранным функциям и данным (обновление или только чтение), необходимость получения авторизации для выполнения отдельных операций;

8) процедуры одобрения/подтверждения/контроля, основанные на ролевом доступе;

9) продвинутое планирование и диспетчеризация наряд-заказов. Интеграция с системой управления персоналом;

10) полная регистрация всех транзакций в финансовой системе по всем процессам – снабжению, складским операциям, проектным работам;

11) полная регистрация всех расходов на ремонтные работы (материалы, время, трудозатраты) и сравнение их с запланированными;

12) управление складскими запасами – пополнение материалов на основе потребностей наряд-заказов, заказов снабжения, запланированных отпусков и уровней складских запасов;

13) управление документооборотом – по меньшей мере, возможность оперативного доступа к электронным документам, связанным с оборудованием, наряд-заказами и регламентами проведения ремонтных работ;

14) управление персоналом – управление и контроль обслуживающего и ремонтного персонала, квалификации, доступности, компетенции.

Основное отличие между CMMS- и ЕАМ-системами заключается в том, что последние управляют всем жизненным циклом оборудования, начиная с проектирования, изготовления, монтажа и сборки и, далее, последующего обслуживания, сервисных и профилактических работ, модернизации, реконструкции и списания. В рамках этих активностей ЕАМ обеспечивает поддержку всех бизнес-процессов.

ЕАМ-система включает в себя также систему поддержки принятия решений, например, систему мониторинга эффективности работы оборудования (основанную на доступности, эффективности и качестве).

Результаты внедрений ЕАМ-систем в мире свидетельствует об их чрезвычайно высокой отдаче. Подавляющее большинство проектов окупается менее чем за полтора-два года. Типовым является сокращение на 20% и более затрат на ремонтные работы. Для крупных предприятий экономия может составлять миллионы долларов (например, согласно MSI Magazine, нефтеперерабатывающий завод Holly Corp из Далласа сообщил об экономии в 1,2 млн. долларов).

ЕАМ-системы достаточно легки во внедрении и не вызывают таких сложностей как, например, внедрение MRP-планирования на производстве. Неудачные проекты фактически отсутствуют. Это во многом объясняется тем, что даже внедренная в минимальном объеме система уже дает значительный эффект.

Хорошо описанный регистр оборудования, ведение истории всех неисправностей и ремонтных работ в единой системе, отказ от журналов регистрации неисправностей (данные сразу заносятся в систему) – все это резко улучшает качество работ, связанных с планированием наряд-заказов, снабжением и отчетностью.

Существует ряд проблем, затрудняющих внедрение таких систем на российских предприятиях. Они достаточно очевидны. Одна из главных – так называемая задача паспортизации: для ведения регистра оборудования необходимо иметь на него всю необходимую документацию. По массе причин этой документации может не быть. Например, приходилось сталкиваться со следующими ситуациями:

а) агрегаты находятся в работе более 70 лет, документация рассеяна, а на некоторые блоки отсутствует вовсе, ремонты производились собственными силами, никто подобную технику уже больше не поддерживает;

б) оборудование получено по репарациям из Германии; документация отсутствует; предприятия, которое выпускало это оборудование, не существует со времен 2-й Мировой войны;

в) бывшее в употреблении оборудование куплено как списанное у одного из европейских заводов; на момент модернизации западного предприятия никто не беспокоился о возможности повторной продажи техники; документации не осталось.

Как видно из этих примеров, проблемы возникают из-за использования старого, изношенного оборудования. Этот случай типичен для многих российских предприятий. Однако это не делает задачу безнадежной, просто процесс заведения в систему осмысленного описания агрегата становится более трудоемким. Примером другой проблемы является создание подходящего классификатора. Эта задача не уникальна для России. Важно понимать, что готовых удобных классификаторов не существует. И что самый удобный – это тот, что был разработан именно для данной организации.

Если окинуть взглядом мировой рынок ЕАМ-систем, то такие решения предлагает более сотни компаний-разработчиков. К ведущим из них обычно относят MRO Software, IFS, Indus, SAP, Intentia и Mincom. Indus в основном распространен в Северной Америке, IFS – в Европе, Mincom – в Азии, а SAP – в Латинской Америке. Для средних предприятий Gartner Group считает лидерами системы Intentia, IFS и MRO Software, для крупных – SAP и IFS. Согласно ARC, лидером на платформе Oracle является IFS, на MS SQL Server – MRO Software, на прочих СУБД – Intentia. В России успешные внедрения EAM-систем имеются только у системы компании IFS. Первые установки начались еще в 1995 году. Другие поставщики не спешили выходить на российский рынок, и их представительства начали возникать только в последние 2-3 года, а проблемы локализации зачастую не решены.

Group считает лидерами системы Intentia, IFS и MRO Software, для крупных – SAP и IFS. Согласно ARC, лидером на платформе Oracle является IFS, на MS SQL Server – MRO Software, на прочих СУБД – Intentia. В России успешные внедрения EAM-систем имеются только у системы компании IFS. Первые установки начались еще в 1995 году. Другие поставщики не спешили выходить на российский рынок, и их представительства начали возникать только в последние 2-3 года, а проблемы локализации зачастую не решены.

Внедрение ИСУОФ в России началось с предприятий, для которых процессы ТО и Р являются важнейшими: это добыча и транспортировка газа, энергетика, в том числе электрические сети, атомные и другие электростанции, судоходные компании, металлургия, горнодобывающая промышленность, химия. Затем эта тенденция распространилась на обрабатывающие отрасли.

В целом этапы проекта ИСУОФ сходны с внедрением иных корпоративных информационных систем:

1) вовлечение заказчика в проект, назначение руководителей проекта со стороны заказчика и исполнителя, создание совместных рабочих групп, издание приказов по предприятию и т. д.;

2) определение целей проекта на уровне предприятия;

3) обследование предприятия - анализ организационной структуры, системы управления, описание бизнес-процессов;

4) разработка проекта - оптимизация процессов, разработка политик и стратегий, а также измеримых показателей эффективности процессов, формирование групп пользователей, распределение полномочий и функций в создаваемой системе, определение требований к информационной инфраструктуре;

5) реализация проекта - проведение корпоративного обучения, внедрение передовых методик управления, развертывание средств информационной поддержки внедряемых методик (база данных, прикладное программное обеспечение - ПО), опытная эксплуатация, ввод в промышленную эксплуатацию. В то же время такие проекты имеют и особенности.

Особенности внедрения не обязательно связаны с отраслевой спецификой.[24]

 

        

 

 

 

 

    

2 Анализ основных фондов Совхозного УПХГ

 

2.1 Организационно-экономическая характеристика предприятия                                              

           

 

           В настоящее время на территории Российской Федерации находятся в эксплуатации более двух десятков подземных хранилищ газа, среди которых Дмитриевское, Елшано-Курдюмское, Карашуровское, Канчуринское, Касимовское, Краснодарское, Кущевское, Михайловское, Песчано-Уметское, Рязанское, Пунгинское, Северо-Ставропольское, Совхозное, Степановское ПХГ. Объектом исследования является Совхозное управление подземного хранения газа.

Совхозная площадь введена в глубокое поисково-разведочное бурение в 1960 г. Скважина № 56, заложенная по данным сейсмических исследований, явилась первооткрывательницей Совхозного газоконденсатного месторождения. Из нее в апреле 1962 г. впервые в Оренбургском Приуралье получен газ с конденсатом. Разработка Совхозного месторождения была закончена в мае 1974 года, а в июне 1974 г. на базе выработанного месторождения приступили к созданию Совхозного подземного хранилища газа. В конце 1974 г. СПХГ было переведено в режим хранения газа.

Совхозное управление подземного хранения газа расположено на территории Октябрьского района Оренбургской области, в 85 км. на северо-восток от г.Оренбурга. Совхозное УПХГ входит в единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. Газ Совхозного УПХГ транспортируется в трех направлениях: по газопроводу Д_у = 700 мм и протяженностью 60 км подается на Канчурино, откуда распределяется по системе газопроводов Башкирии; по газопроводу Д_у = 500 мм и протяженностью 98 км газ направляется промышленным предприятиям и бытовым потребителям г.Оренбурга; по системе газопроводов Совхозное - ОГПЗ газ может быть подан в район начала газопроводов Оренбург-Заинск, Оренбург-Куйбышев, Оренбург - Новопсков, где может распределяться по указанным газопроводам. Конденсат по конденсатопроводу Д_у = 300 мм транспортируется на Салаватский нефтекомбинат. С момента начала эксплуатации по настоящее время дополнительных разведочных работ на месторождении не проводилось. На данный момент на площади Совхозного УПХГ пробурено 140 скважин.

Совхозное УПХГ работает в двух режимах: закачка газа в пласт в летний период и отбор газа в осенне-зимний период. Природный газ из газопровода ОГПЗ – СПХГ поступает на входные пылеуловители, а затем на замерной узел, где происходит распределение газового потока по трем цехам компрессорной станции (КС). Количество работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), технологическая схема их включения определяется заданным объемом закачки и давления газа на выходе КС. В осенне-зимний период, когда потребление газа значительно увеличивается, Совхозное УПХГ работает в режиме отбора газа. Отбор газа производится бескомпрессорным способом за счет пластовой энергии. Закачиваемый в хранилище сухой газ, вступая в контакт с водой, попавшей в пласт при бурении и ремонте скважин, и конденсатом, имеющимся в истощенной залежи, насыщается влагой. При интенсивном отборе газа (особенно на завершающей стадии сезона отбора) происходит вынос из хранилища пластовой жидкости – воды, метанола, конденсата (ВМС). Природный газ, отбираемый из скважин, поступает по шлейфам через блоки входных ниток (БВН) на установку подготовки газа, состоящую из установки очистки и осушки газа. На установке очистки газа осуществляется его очистка от механических примесей. На установке осушки производится абсорбционная осушка газа. В качестве абсорбента используется диэтиленгликоль (ДЭГ). Осушенный газ после абсорберов и системы сепараторов поступает на замерный узел, а затем в систему газопроводов. На блоке предусмотрена дренажная система, по которой любой из аппаратов может быть освобожден от жидкости в дренажную емкость (объемом 40 м³), расположенную у основания свечи рассеивания. Насыщенный влагой ДЭГ регенерируется в десорбере на блоке регенерации. В качестве теплоносителя используется пар. Жидкая фаза из сепараторов блока очистки и абсорберов блока осушки направляется на блок подготовки конденсата к транспорту. Здесь водометанольно-конденсатная смесь проходит через разделители и дегазаторы. Водометанольная смесь сбрасывается в дренажную емкость, дегазированный конденсат попадает в накопитель. Факельное хозяйство Совхозного УПХГ предусмотрено для сбора газа при срабатывании предохранительных клапанов на абсорберах, замерных сепараторах, с разделительных и накопительных емкостей, с четырех технологических линий БВН, сепаратора разгазирования ДЭГа. Накопившаяся влага с факельного трубопровода, жидкость сепарационной части свечи рассеивания, ВМС дренажных емкостей периодически сжигается на свече рассеивания.

Качество газа, поступающего на закачку, должно соответствовать ОСТ 51.40 – 93.

Управление подземного хранения газа разбита на самостоятельные, но взаимосвязанные участки:

1) эксплуатационные, контрольные и наблюдательные скважины;

2) трубопроводы (шлейфы, ингибиторопроводы, внутриплощадочные межцеховые и др.);

3) пункты сбора, очистки, осушки и замера газа;

4) склад хранения метанола;

5) установка регенерации ДЭГа;

6) технологические насосные;

7) компрессорные цеха;

8) площадки аппаратов воздушного охлаждения газа и воды;

9) котельная ДКВР;

10) канализационные и тепловые сети;

11) площадка промстоков и КНС;

12) электроподстанция;

13) блок подсобных и административных зданий.

«Совхозное управление подземного хранения газа» является филиалом общества с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». Совхозное управление подземного хранения газа был образован в октябре 2007г., в результате реорганизации ООО «Газпром добыча Оренбург». Филиал является обособленным подразделением Общества, расположенным вне места нахождения Общества, и осуществляющий его функции. Филиал действует в соответствии с требованиями ст.55 ГК. РФ, ст.5 ФЗ «Об обществах с ограниченной ответственностью» и иных положений действующего законодательства, локальных нормативных актов ОАО «Газпром» и Общества, а также устава Общества, решений органов управления Общества.

Местонахождение филиала: Российская Федерация, 462030, Оренбургская область, Октябрьский район, с. Октябрьское.

Филиал не является юридическим лицом, имеет баланс в составе баланса Общества и пользуется счетом в банке по своему местонахождению. Филиал вправе от имени Общества совершать сделки и иные действия, выступать истцом и ответчиком в суде, арбитражном и третейском суде в интересах и от имени Общества на основании доверенности по делам, связанным с деятельностью филиала и Общества в целом. Филиал отвечает перед Обществом за результаты своей деятельности, осуществляемой от имени Общества.

Целью создания Филиала является осуществление предусмотренных Уставом Общества функций вне места его нахождения. Филиал в соответствии со своим назначением и с целью регулирования сезонной неравномерности газопотребления осуществляет следующие виды деятельности:

1) закачка газа в хранилища;

2) хранение газа;

3) отбор газа из хранилищ и подготовка к передаче его покупателю;

4) сдача-приемка газа в пунктах приема-передачи;

5) производство маркшейдерских работ;

6) осуществление контроля над работами в области строительства подземных сооружений (скважин) и проведение буровых работ.

Филиал возглавляет начальник Филиала, который назначается и освобождается от занимаемой должности приказом генерального директора Общества.

Организационная структура Совхозного УПХГ относится к линейному типу (Приложение А). Начальнику УПХГ подчиняется главный инженер, заместитель начальника по производству, учетно-контрольная группа, экономист 1 категории, экономист по финансовой работе, ведущий инженер по организации и нормированию труда, юристконсульт, инженер по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям, старший специалист по кадрам, специалист по кадрам, инженер по защите информации, инженер по имуществу, секретарь. Заместитель начальника по производству осуществляет контроль за деятельностью службы материально-технического обеспечения, механоремонтного участка, автотранспотрного участка, инженера по надзору за капитальным строительством (и ремонтом). За отбор, закачку и хранение, а также за охрану труда и промышленную безопасность, охрану окружающей среды на СПХГ после начальника отвечает главный инженер, который контролирует работу служб: ОПС, ГКС, ГС, КИПиА, ДС, ЭВС, ХАЛ. На рисунке представлена часть организационной структуры, отвечающая за основные виды деятельности.

 

Главный инженер

Ведущий инженер по охране труда и промышленной безопасности

Инженер по охране окружающей среды 2 категории

Инженер по техническому надзору

Начальник ПХГ

Диспетчерская служба

Оперативно-производственная служба

Газокомпрессорная служба

Служба энерговодоснабжения

Служба контрольно-измерительных приборов и автоматики

 

 

 

        

Геологическая служба

Химико-аналитическая лаборатория

 

 

 

Рисунок 3 - Организационная структура СУПХГ, отвечающая за закачку, отбор и хранение газа

 

           За закачку и отбор природного газа отвечают газокомпрессорная служба (ГКС) и служба контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА).

           Обязанности ГКС представлены в Положении о газокомпрессорной службе и включают в себя следующее:

• обеспечивает стабильную работу службы в целях выполнения плана бесперебойной закачки и отбора газа в соответствии с утвержденным планом и технологическим режимом работы;
• обеспечивает исправное техническое состояние и безопасную эксплуатацию объектов:

а) трубопроводов, оборудования, АВО и технических устройств компрессорных цехов;

б) сосудов, работающих под давлением: входных пылеуловителей и сосудов КС, компрессорной воздуха КИПиА и компрессорной пускового воздуха;

в) газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения (АВО газа, воды, ДЭГа, масла) и вспомогательного оборудования КС;

г) насосно-компрессорного технологического оборудования;

д) емкостей масла КЦ, дренажных емкостей склада ГСМ, емкостей хранения топлива     для кузницы;

е) мостовых кранов, кран-балок, талей передвижных, грузозахватных приспособлений и тары;

ж) сварочного оборудования;

з) металлообрабатывающего оборудования;

и) систем пожаротушения, огнетушителей;

к) вентиляционного оборудования, вентиляционных труб объектов;

          3) проводит диагностические мероприятия, контроль вибрационного состояния оборудования и трубопроводов;

          а) осуществляет контроль акустических показателей оборудования и их соответствие действующим нормам, обнаруживает и устраняет утечки природного газа;

           б) обеспечивает постоянный контроль качества подготовки газа к транспорту. Выявляет причины падения качества и оперативно принимает меры к его восстановлению;

           в) обеспечивает проведение испытаний газа, закачиваемого и отбираемого из хранилища, с целью определения его качества и соответствия ГОСТам.

           Функции службы КИПиА также прописаны в Положении и службе:

• обеспечивает   устойчивую, надежную и безопасную эксплуатацию, ремонт и техническое обслуживание оборудования систем и средств автоматизации в соответствии с утвержденными технологическими регламентами, правилами, проектами, инструкциями по эксплуатации, производственными и специальными инструкциями, другими НТД и полученными лицензиями государственных органов, а также с наименьшими затратами финансовых и материально – технических ресурсов:

а) системы СБиПАЗ и агрегатной автоматики ГПА «Солар», ГМК МК-8;

б) системы СБиПАЗ, КИП и СА установки подготовки газа и конденсата к транспорту, установки регенерации ДЭГа;

в) системы СБиПАЗ котлоагрегатов ДКВР-6,5/13 и вспомогательного оборудования котельной;

г) системы технологической сигнализации;

д) системы контроля общецеховых параметров компрессорных цехов;

е) системы аварийной остановки компрессорных цехов;

ж) системы автоматизации и защиты очистных сооружений и оборудования Михайловского водозабора, АНПУ;

з) системы СБиПАЗ, КИП компрессорных воздуха КИП и пускового воздуха, установки осушки воздуха КИП;

и) системы автоматического контроля загазованности объектов СПХГ;

к) системы пожарной, охранной сигнализации помещений, зданий и сооружений;

л) системы учета газа поставляемого (потребляемого) в (из) магистральный газопровод;

м) пунктов учета газа и тепла, потребляемого объектами для технологических целей;

2) осуществляет метрологическое обеспечение всех средств измерений, принадлежащих предприятию;

3) организует работу по первичному учету газа;

4) обеспечивает отбор проб газа, закачиваемого и отбираемого из хранилища, для определения его качества и соответствия стандартам.

           За хранение природного газа на Совхозном УПХГ отвечает оперативно-производственная служба (ОПС). К функциям ОПС относятся:

1) обеспечивает   выполнение технологического режима, объемов закачиваемого и отбираемого   газа в соответствии с технологическим регламентом и нормативными документами;

2) обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию, а так же планово-предупредительные и текущие ремонты следующих производственных объектов, закрепленных за ОПС:

а) фонда эксплуатационных и контрольно-наблюдательных скважин;

б) систем трубопроводов с установленной запорной арматурой, соединяющих скважины с блоком входных ниток (газопроводов, шлейфов, метанолопроводов);

в) блоков входных ниток;

г) установки подготовки газа к транспорту участка;

д) установки регенерации ДЭГа;

е) насосной подачи и распределения метанола по скважинам;

ж) метанольного хозяйства;

• обеспечивает постоянный контроль качества подготовки газа к транспорту при его отборе. Выявляет причины падения качества и оперативно принимает меры к его восстановлению.

         Создание конкурентоспособного предприятия всегда связано с людьми, которые работают на предприятии. Любая организация может достичь самых высоких целей, любых прибылей при наличии одного условия – если у нее есть специалисты, способные решать поставленные задачи. В последнее время кадровая служба по сравнению с другими подразделениями приобретает первостепенное значение в работе организации, поскольку от ошибок при подборе кадров во многом зависит судьба самой организации.

В Совхозном УПХГ отдел кадров включает в себя старшего специалиста по кадрам и специалиста по социальной работе.

Общая характеристика кадров Совхозного УПХГ представлена в таблице 1.

 

Таблица 1 - Динамика и структура кадров Совхозного УПХГ

 

Показатели	2008 год		2009 год		2010 год
	Чел.	В % к итогу	Чел.	В % к итогу	Чел.	В % к итогу
Промышленно-производственный персонал – всего В том числе: Рабочие Специалисты Руководители Служащие	180       133                                        31    10    6	100                    73,8 17,2 5,5 3,3	205       149 36 13 7	100     72,6 17,5 6,3 3,4	244     186 40 10 8	100     77,8 14,7 4 3,3
Среднегодовая численность работников В том числе по образованию: С высшим образован Со средним Без образования	181       71 95    15	100                               39 52,5 8,5	206       103 93 10	100                                                    50 45 5	245        115 110 20	100     46,9 44,9 8,2
Среднегодовая численность работников В том числе по стажу: До 5 лет От 5 до 10 От 10 до 20 Свыше 20	181        20    38    70    53	100     11 21 38,7 29,3	206     29 46 83 48	100     14 22,3 40,3 23,4	245         30    50    97    68	100     12,2 20,4 39,6 27,8
Среднегодовая численность работников В том числе по возрасту От 20-30 лет 30-40 лет 40-50 лет свыше 50 лет	181     51 44 50 36	100     28,2       24,3   27,6 19,9	206     55 58 63 30	100     26,7 28,2 30,6 14,5	245     64 67 70 40	100     26,1 27,3 28,6 18

        

Из данных, приведенных в таблице можно сделать вывод, что величина ППР в 2010г. по сравнению с 2008г. увеличилась на 64 работника или на 34%. Анализируя численность работников по стажу, можно сделать вывод, что работников со стажем свыше 20 лет увеличилось на 15, от 10 до 20 лет – 27 чел., от 5 до 10 лет на 12 чел., до 5 лет – на 10 чел. Для оценки уровня образования всего персонала также можно использовать процентное соотношение показателей.

Наибольшую долю составляют работники с высшим образованием, их количество к 2010 г. увеличилось на 7,9%, со средним образованием снизилось на 7,6%, количество работников без образования снизилось на 0,3%.

Из таблицы 2 видно, что по возрасту в численности персонала преобладают работники 30 – 40 лет, также увеличилось количество работников в возрасте 40-50 лет на 20 человек, от 20 до 30 лет – на 13 человек и свыше 50 лет на 8 человек.

Организацией подготовки персонала внутри предприятия занимаются: старший специалист по подготовке кадров, руководители производственных служб.

Подбор кадров осуществляется по следующим критериям:

а) образование не ниже среднего;

б) возраст не моложе 20 лет;

в) опыт работы приветствуется.

На предприятии имеется возможность карьерного роста.

Для учета отработанного времени применяется табель учета использования рабочего времени. На основании данных табельного учета работникам начисляют зарплату за фактически отработанные дни в расчетном периоде, исходя из установленного им должностного оклада, премии за результаты оперативно-производственную деятельность.

Положение о заработной плате работников Совхозного УПХГ и Положение о премировании работников Совхозного УПХГ учитывают основные результаты и качество труда, личный трудовой вклад работника при реализации целей и задач, возложенных на предприятие и как результат размеры, показатели и условия оплаты труда и премирования. На предприятии применяется повременно-премиальная форма оплаты труда. Как и на других предприятиях Оренбургской области, всем работникам производится выплата районного коэффициента в размере 15%.

При расчете заработной платы, оплаты отпусков, пособий по временной нетрудоспособности предприятие использует различные регистры, оборотные ведомости, также регистры аналитического учета – расчетную и платежную ведомость, ведомости на премирование персонала, табель учёта выездов, графики дежурств, табель сверхурочной работы, ведомости переработки и другие.

Совхозное УПХГ обеспечивает выплату компенсаций стоимости путевок, приобретаемых работниками для себя и членов семьи, а также пенсионерами филиала на санаторно-курортное лечение и отдых в санаторно-оздоровительных учреждениях дочерних обществ ООО «Газпром ПХГ» и других учреждениях за счет средств Общества и частично средств социального страхования. Объем компенсационных выплат зависит от стажа работников и от бюджета доходов и расходов. Работникам выплачивается вознаграждение по итогам работы за год в пределах одного среднемесячного фонда заработной платы Общества.

Вопросами подготовки и переподготовки кадров занимается старший специалист по кадрам. Решения по повышению квалификации управленческих кадров принимает ООО «Газпром ПХГ»

Проанализировать современное экономическое состояние Совхозного УПХГ можно с помощью таблицы 2.

 

Таблица   2 - Основные экономические показатели деятельности Совхозного УПХГ

 

Показатели	Годы, тыс. р.			Темп роста 2010г. к 2008г., %
	2008г.	2009г.	2010г.
Основные средства	351150	322430	293710	83,6
Оборотные активы	28287	40998	51016	180,3
Добавочный капитал	320523	320523	320523	100
Кредиторская задолженность:	61136	37779	29531	48,3
перед персоналом	3464	3116	3000	86,6
поставщики и подрядчики	57672	34663	26531	46
Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг	438	531	689	157,3
Себестоимость	(78)	(109)	(111)	142,3
Валовая прибыль	360	422	578	160,5
Прибыль (убыток) от продаж	(4121)	(2548)	(787)	19,1
Чистая прибыль отчетного периода	(10142)	2971	(422)	4,1

 

Из таблицы видно, что основные средства в 2010г. по сравнению с 2008 годом сократились на 16,4 %, оборотные активы увеличились на 80,3%, добавочный капитал остался неизменным, кредиторская задолженность перед персоналом сократилась на 13,4%, кредиторская задолженность перед поставщиками и подрядчиками уменьшилась на 54%, выручка от продажи возросла 57,3%, себестоимость оказываемых услуг увеличилась на 42,3%, валовая прибыль в отчетном периоде возросла на 60,5%, убыток отчетного периода по сравнению с базисным сократился на 95,9 %, такое резкое снижение убытка отчетного периода связано, с тем, что после образования филиала, предприятие начало реализовывать попутные вещества, которые получает в процессе осушке и очистки природного газа (сера, сероводород).

Таким образом, на данном предприятии постоянно осуществляется закачка газа в пласт в летний период и отбор газа в осенне-зимний период с применением специального оборудования, квалификация рабочих должна быть высокой и должны непрерывно реализовываться основные принципы организации производства.

 

 

2.2 Анализ состояния и динамики основных фондов Совхозного                              УПХГ

 

Учет и оценка основных фондов осуществляются в натуральной и денежной формах. Натуральная форма учета основных фондов необходима для определения их технического состояния, производственной мощности предприятия, степени использования оборудования и других целей. Денежная (или стоимостная) оценка основных фондов необходима для определения их общего объема, динамики, структуры, величины стоимости, переносимой на готовую продукцию, а также для расчетов экономической эффективности капитальных вложений. Основные фонды, участвуя в производственном процессе, теряют свою первоначальную стоимость, изнашиваются морально и физически, оказывая тем самым влияние на себестоимость услуг и на чистую прибыль. Динамика основных фондов отражается путем изменения стоимости основных фондов путем их поступления и выбытия за отчетный период. Состояние и динамику основных фондов можно проанализировать, используя следующие коэффициенты: коэффициент годности, коэффициент износа, коэффициент ввода, коэффициент вывода.

           К основным технологическим объектам Совхозного УПХГ:

           1) пласт подземного хранилища – представлен породами-коллекторами газоконденсатной залежи в основном: рифогенные известняки сакмароартинского возраста, характеризующиеся крайне сложным и своеобразным распределением емкостных и фильтрационных параметров по телу рифового массива;

         2) скважины и газосборные сети – 140 скважин различных категорий, находящиеся на балансе СПХГ. Протяженность газосборных сетей составляет -152,714 км. Кроме того, на Совхозной площади находятся 61 скважина, требующая наблюдения и контроля (ликвидированные разведочные и водяные) в пределах и за пределами горного отвода;

         3) установка подготовки газа к транспорту (УПГ) предназначена для очистки газа от механических примесей, абсорбционной осушки и подачи и подачи его в период отбора в существующие газопроводы Д_у=500 мм, Д_у=700 мм, Д_у=1000 мм;

         4) компрессорная станция (КС) предназначена для закачки газа в пласт в летний период, установленная мощность КС-47180 кВт, количество часов работы КС в году в соответствии с режимом работы ПХГ (закачка 185 суток)-44440 часов;

         5) газопроводы подключения и замерный узел - для транспортирования, измерения и учета количества газа, поступающего в хранилище или отбираемого из него;

         6) вспомогательные объекты пароводоснабжения, электроснабжения, автоматизации - для поддержания технологического процесса.

Показатели движения и состояния основных средств целесообразно рассчитывать не только в целом по основным производственным фондам, но и по отдельным их видам. Это позволит лучше управлять процессом воспроизводства основных фондов.

Коэффициент обновления основных фондов - это показатель интенсивности замены старой техники новой, процесса расширения производства, ввода в действие новых объектов и т. д. Он исчисляется путем деления стоимости вновь введенных в эксплуатацию основных производственных фондов за отчетный период на стоимость основных фондов на конец года.

В таблице 3 приведены значения коэффициентов ввода основных фондов.

 

Таблица 3 - Коэффициенты ввода основных фондов

 

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Машины и оборудование	2	3,4	5,4
Транспортные средства	28,2	6,6	3,1
Другие	-	-	5,5

 

Таким образом, в 2010 году по сравнению с 2008 годом коэффициент ввода машин и оборудования увеличился на 3,4 процентных пункта, транспортных средств сократился на 25,1 процентных пункта, других основных средств увеличился на 5,5 процентных пункта.

Коэффициент годности характеризует долю неизношенных основных средств. Определяется как разница между 100% и коэффициентом износа.

В таблице 4 представлены значения коэффициента годности основных средств.

 

Таблица 4 - Коэффициенты годности основных средств

 

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Здания и сооружения	54,3	49,1	44,1
Машины, оборудование, транспортные средства	9,7	5,1	11,5
Другие	28,3	13,1	3,5

 

Из таблицы 4 можно сделать вывод, что коэффициент годности зданий и сооружений в 2010 году по сравнению с 2008 годом уменьшился на 10,2 процентных пункта, машин, оборудования и транспортных средств возрос на 1,8 процентных пункта, у других основных средств сократился на 24,8 процентных пунктов.

Коэффициент износа показывает степень изношенности основных средств. Определяется как отношение суммы начисленной амортизации к первоначальной стоимости основных средств.

В таблице 5 представлены значения коэффициента износа.

 

Таблица 5 - Коэффициент износа основных фондов СПХГ

 

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Здания и сооружения	45,6	50,8	55,9
Машины, оборудование, транспортные средства	90,3	84,9	88,5
Другие	71,6	86,8	96,5

 

Из таблицы 5 видно, что основные фонды СПХГ имеют высокий коэффициент износа: здания и сооружения изношены на 55,9%; машины, оборудование, транспортные средства – на 88,5%, другие основные средства – на 96,5%.

Для анализа основных фондов предприятия также необходимо рассмотреть структуру основных фондов.

Соотношение различных групп основных фондов в общей стоимости, выраженной в процентах, составляет структуру основных фондов. Структура основных фондов различных отраслей и предприятий определяется рядом факторов, среди них: характер и объем выпускаемой продукции, уровень специализации и кооперирования, климатические и географические условия расположения предприятия, технический уровень производства.

Рассмотрим структуру основных фондов СУПХГ в таблице 6.

 

Таблица 6 – Структура основных фондов Совхозного УПХГ

 

Наименование	2009г		2010г		Изменение
	Сумма, тыс.р.	Уд. вес, %	Сумма, тыс.р	Уд. вес, %	Сумма, тыс.р.	Уд. вес, %
Здания	29146	3,9	29146	3,9	-	-
Сооружения и передаточные устройства	597048	80,3	597048	79,8	-	-0,5
Машины и оборудование	95017	12,7	97368	13	2351	+0,3

 

Продолжение таблицы 6

 

Транспортные средства	21971	2,9	23524	3,1	+1553	+0,2
Производственный и хозяйственный инвентарь	709	0,2	709	0,2	-	-
Итого	743891	100	747795	100	-	-

 

Из таблицы 6 видно, что стоимость и удельный вес зданий в 2010 году по сравнению с 2009 годом не изменилась, стоимость сооружений и передаточных устройств осталось той же, а удельный вес сократился на 0,5 процентных пункта, стоимость машин и оборудования выросла на 2351 тыс. р. или на 0,3 процентных пункта, транспортные средства увеличились на 1553 тыс.р. или на 0,2процентных пункта, стоимость и удельный вес производственного и хозяйственного инвентаря не изменились. Также следует отметить, что в структуре основных фондов СПХГ основную роль играют сооружения и передаточные устройства, удельный вес которых составляет 80 % от общей стоимости основных фондов.

           Нагляднее структура основных фондов Совхозного УПХГ представлена на рисунке 4.

 

 

 

Рисунок 4 - Структура основных фондов Совхозного УПХГ за 2009-2010гг

 

Результатом лучшего использования фондов является увеличение объемов производства, поэтому обобщающий показатель эффективности использования основных фондов должен строиться на принципе соизмерения произведенной продукции и примененных основных фондов. Таким показателем является фондоотдача. Величина, обратная фондоотдаче, называется фондоемкостью продукции. Она показывает долю стоимости основных средств, приходящуюся на каждый рубль выпускаемой продукции. Если фондоотдача должна иметь тенденцию к увеличению, то фондоемкость – к снижению.

Эффективность работы предприятия во многом определяется уровнем фондовооруженности труда. Эта величина должна непрерывно увеличиваться, так как от нее зависит техническая вооруженность, а, следовательно, и производительность труда.

 

 

2.3 Организация капитального ремонта на предприятии

 

 

Объекты подземного хранения газа являются пожаро- и взрывоопасными, поэтому особое внимание необходимо уделять состоянию основных фондов подземных хранилищ газа. Самыми опасными из основных фондов хранилищ, с точки зрения экологической безопасности являются скважины и газокомпрессоры. Скважины Совхозного УПХГ относятся к сооружениям, износ которых составляет на 2010 год 55,9 %, что просто не допустимо для таких объектов. В случае снижения герметичности скважин, очищенный природный газ начнет поступать в почву, что увеличит в ней долю радиации.

Надежность и экологическая безопасность функционирования старого фонда скважин ПХГ обеспечивается их обслуживанием и ремонтом "по техническому состоянию", установленному посредством технического диагностирования которое дает информацию о реальном состоянии системы, наличии в ней и ее несущих элементах повреждений, позволяет установить причины их возникновения и динамику развития. Состояние скважины определяется комплексным обследованием каждого из ее основных элементов: фонтанной арматуры и оборудования устья, эксплуатационной колонны, межи заколонного пространства.

Основным направлением поддержания скважин Совхозного УПХГ в работоспособном состоянии является текущий и капитальный ремонты. Работы капитального и текущего ремонта осуществляют не работники подземного хранилища газа, а прибегают к помощи специализированных организаций, основной из которых является ДОАО «Центэнергогаз»

Капитальный ремонт – это комплекс строительных и организационно-технических мероприятий, направленных на устранение физического износа сооружения, не связанный с изменением основных технико-экономических показателей здания и его функционального назначения.

Капитальный ремонт скважин, а именно, необходимость в его проведении - возникает в связи с уменьшением дебита скважин.

Подземные ремонты скважин условно делятся на текущие и капитальные. Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.

Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий - устранение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных отложений и продуктов коррозии, восстановление и повышение добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактических мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланированном технологическом режиме и межремонтного периода работы скважин.

Капитальный ремонт скважин — это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны, промывка ее растворителями, растворами ПАВ, укрепление слабосцементированных разрушающихся пород, это работы по интенсификации добычи газа путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и химической обработки, дополнительного вскрытия пласта для приобщения к разработке газонасыщенных горизонтов.

Большую группу вопросов в капитальном ремонте вызывают сложные по исполнению ремонтно-изоляционные работы — одно из основных средств реализации проектов разработки месторождения по обеспечению оптимальных условий работы продуктивного пласта, достижения максимальной выработки (извлечения) запасов углеводородного сырья, решения задач по охране недр и окружающей среды. К ним относятся: изоляция пластовых и посторонних вод, отключение пластов и отдельных обводненных интервалов пласта, исправление негерметичности цементного кольца и исправление дефектов эксплуатационной колонны (восстановление ее целостности).

К капитальному ремонту также относятся зарезка и бурение второго ствола, ликвидация аварий с подземным оборудованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ:                                                                                                                                                                                                                                           1) ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты;

2) ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн;

3) воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы;

4) ловильные работы;

5) ликвидация скважин.

В таблице 7 приведен расчет стоимости капитального ремонта скважин Совхозного УПХГ.

 

Таблица 7 - Стоимость капитального ремонта скважин

                                                                                                                     тыс.р.

Статья затрат	Скважина № 79	Скважина № 92
Ремонт ствола	14587812,3	7453332,4
МТР	4960163,41	5024713,13
Сопровождение	73500	73500
Замена устьевого оборудования	749930,93	749930,93
Итого	20371306,64	13301476,46

 

Текущий ремонт проводят в процессе эксплуатации оборудования между плановыми капитальными ремонтами. Этот вид ремонта предназначен для поддержания оборудования в работоспособном состоянии и проводится путем замены или ремонта отдельных деталей (кроме корпусных и базисных) при минимальном объеме разборочно-сборочных работ.

В перечень основных работ при текущем ремонте оборудования входят: замена быстроизнашивающихся деталей, износ которых достиг установленного максимального предела; устранение мелких дефектов оборудования; зачистка поверхностей трущихся деталей с целью устранить забоины и задиры; притирка кранов и клапанов; подтяжка крепежных деталей и пружин, регулирование зазоров, проверка и чистка подшипников, чистка смазочных устройств; проверка и замена изношенных фрикционных тормозных лент, тросов, цепей, ремней; замена набивок сальников и прокладок в трубопроводах, промывка редукторов; проверка и чистка воздуховодов; исправление или замена износившейся арматуры; контроль и исправление предохранительных и блокирующих устройств контрольно – измерительных приборов.

Текущий ремонт осуществляют на месте установки оборудования силами ремонтного и дежурного персонала цеха. Механик цеха (или бригадир) руководит ремонтом и отвечает за его качество и своевременность.

Продолжительность текущего ремонта устанавливается заранее по каждому цеху годовым графиком планово-предупредительного ремонта. При этом учитывают, что текущий ремонт должен выполняться в нерабочее время, а если неизбежен простой оборудования, то он не должен превышать установленных норм. Объем текущего ремонта составляет около 20% капитального.

Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

В ходе проведенного анализа было выявлено, что основные средства Совхозного УПХГ сильно изношены, а коэффициент ввода очень низок, то есть обновление объектов подземного хранения газа практически отсутствует. Среди основных источников поддержания в рабочем состоянии основных средств на Совхозном УПХГ используется капитальный и текущий ремонт.

 

 

3 Пути повышения эффективности использования основных фондов

 

3.1 Лизинг как способ обновления основных фондов

 

 

В последнее время возрастает роль лизинга как финансового инструмента для привлечения инвестиционных ресурсов в газовую отрасль. Недостаток ресурсов у предприятий для капитальных вложений сдерживает темпы технологического перевооружения.[14]

Лизинг-это совокупность экономических и правовых отношений, возникающих в связи с реализацией договора лизинга, в том числе приобретением предмета лизинга.

Выделяют следующие виды лизинга:

• финансовый лизинг-это комплекс имущественных и экономических отношений, возникающий в связи с приобретением в собственность имущества и последующей сдачей его во временное владение и пользование за определенную плату. Финансовый лизинг является лизинговой операцией по передаче во временное пользование для предпринимательских целей лизингополучателю имущества, приобретенного в собственность лизинговой компанией по его заказу на срок, сопоставимый (равный или близкий) со сроком полезного использования имущества;
• оперативный лизинг представляет собой передачу имущества во временное пользование на срок, значительно меньший срока полезного использования, т.е. один и тот же предмет лизинга может многократно предоставляться одному или нескольким лизингополучателям. Техническое обслуживание и страхование имущества принимает на себя лизингодатель как лицо, наиболее заинтересованное в надлежащем его состоянии.

Плата за пользование лизинговым имуществом осуществляется лизингополучателем в виде лизинговых платежей, уплачиваемых лизингодателю. Размер, способ, форма и периодичность выплат устанавливаются по соглашению сторон. Как правило, общая сумма лизинговых платежей включает:

1) сумму, возмещающую стоимость лизингового имущества;

2) плату лизингодателю за использование кредитных ресурсов на приобретение имущества по лизинговому договору;

3) комиссионное вознаграждение лизингодателю;

4) плату за страхование имущества, если оно застраховано лизингодателем;

5) плату за дополнительные услуги лизингодателю, предусмотренные договором;

6) сумму налога на лизинговое имущество;

7) иные затраты лизингодателя, предусмотренные договором.

Вся сумма лизинговых платежей у лизингополучателя относится на себестоимость производимой им продукции, что снижает налогооблагаемую базу.

Если амортизацию на лизинговое имущество начисляет лизингополучатель, то сумма лизинговых платежей относится на себестоимость выпускаемой им продукции, за вычетом части платежей, предназначенных для возмещения стоимости этого имущества.

Сумма затрат за пользование кредитами для инвестирования лизинговых сделок относится у лизингодателя на себестоимость лизинговых услуг в пределах ставки рефинансирования Банка России.

Лизинг имеет ряд преимуществ.

Во-первых, лизинговое соглашение более гибкое, чем банковская ссуда. Следовательно, можно выработать удобный график платежей. Например, договориться о том, что выплаты начнутся после получения выручки от реализации продукции, созданной при помощи объекта лизинга.

Во-вторых, взять оборудование в лизинг намного легче, чем кредит на его приобретение. Срок лизинга дольше, чем кредита. Кроме того, при лизинге залогом выступает объект лизинга, что особенно удобно тем, у кого нет необходимого для банковского кредита залогового имущества.

В-третьих, лизинговая компания в зависимости от условий договора может брать на себя всю работу по получению оборудования, его регистрации, бухгалтерскому учету, техобслуживанию, ремонту, страхованию, администрированию счетов.

В-четвертых, при использовании лизинга оборотные средства не отвлекаются от производства.

К числу экономических преимуществ лизинга относятся:

1) доступность приобретения эффективного, производительного и соответственно дорогостоящего оборудования для всех предприятий независимо от их размеров и форм собственности без первоначальных капитальных вложений;

2) высокая гибкость, позволяющая оперативно реагировать на изменение рыночной конъюнктуры при закупке оборудования;

3) широкий спектр услуг и возможность заключения сложных, многоступенчатых сделок, что обеспечивает эффективную адаптацию объектов лизинга потребностям лизингополучателя;

4) фиксированные лизинговые платежи, способствующие стабильности финансовых планов лизингополучателя и частично снижающие последствия инфляционных процессов;

5) многочисленные налоговые преимущества.

           Главным недостатком лизинга в РФ является его стоимость. В настоящее время лизинг - слишком дорогое удовольствие. За срок лизинга оборудование способно подорожать в два раза.[14]

Применение лизинга имеет свои особенности в каждой из отраслей экономики страны. Особенности лизинга в газовой отрасли объясняются, прежде всего, сроками лизинговых договоров, обеспечением, которое используется в лизинговых схемах, значительными объемами привлеченных средств под каждую единицу оборудования.

В настоящее время для развития лизинга в России и, в частности, газовой отрасли сформировались некоторые позитивные условия на макроэкономическом уровне, созданы основы законодательной, нормативно-правовой и методической базы, отмечается также увеличивающая потребность предприятий в скорейшем осуществлении технического перевооружения производства, поддержания на высоком уровне добычи газа, в выпуске конкурентоспособной продукции.

Газовый комплекс является основой национальной экономики, но на фоне относительной стабилизации экономической ситуации в настоящее время характеризуется целым комплексом проблем, которые требуют своего решения. Наиболее остро стоит проблема модернизации основных производственных фондов. Производственные мощности газовой отрасли включают газовые и нефтяные скважины, установки подготовки газа, заводы по переработке газа, газового конденсата и нефти, магистральные газопроводы и отводы, компрессорные станции с компрессорными цехами, объекты подземного хранения газа, газораспределительные станции.

Оценка существующих основных фондов ОАО «Газпром» по времени пребывания в эксплуатации и техническому состоянию показывает, что средний износ основных фондов по ОАО «Газпром» составляет 56%, а в добыче газа достигает 65%.

В газовой промышленности около 14% газопроводов находятся в эксплуатации более 30 лет, 57%-эксплуатируются от 10 до 30 лет, остальные 30% - менее 10 лет. Средний возраст газопроводов составляет 22 года. Одна треть всех газораспределительных станций выработала технический ресурс. Массовое старение приводит к необходимости выполнять большие объемы работ по поддержанию системы в работоспособном состоянии.

Необходимость осуществления инвестиций в газовой отрасли связана с обеспечением бесперебойной деятельности, заменой и поддержанием основных производственных фондов, общее состояние которых, в том числе в добыче и транспорте газа, характеризуется достаточно высокой степенью износа, а также требованиями обеспечения необходимого уровня технологической и экологической безопасности.

В то же время привлечение внешнего финансирования на международных рынках капитала путем размещения облигаций или получения кредитов приводит к существенному ухудшению структуры баланса за счет увеличения доли долговых обязательств, отражаемых на балансе. Вследствие этого ухудшаются показатели платежеспособности и финансовой устойчивости, нарушается показатель оптимального соотношения собственного и заемного капитала. Привлечение кредитных ресурсов от российских кредитных организаций ограничено нормативами Центрального банка на одного заемщика.

Как показывает опыт зарубежных стран, лизинг в таких отраслях, как газовая, дает возможность предприятиям отрасли быстрее выйти из кризисного состояния и обеспечить их устойчивое развитие, поэтому увеличение объема лизинговых сделок является актуальной задачей.

В то же время, механизм лизинга оборудования в ОАО «Газпром, как форма финансирования капитальных вложений, не получил достаточного развития - в сложившихся условиях лизинг используется в основном только при закупках незначительного количества автомобильной, специальной, дорожно-строительной и грузоподъемной техники.

Состояние газовой отрасли в настоящее время таково, что если не активизировать инвестиционную деятельность, и, прежде всего, на основе интенсивного использования лизинга, то можно упустить момент необратимых негативных процессов, происходящих в отрасли.

Решение проблемы финансирования капитальных вложений в газовой отрасли необходимо осуществлять при соблюдении следующих положений:

1) планирование необходимого уровня капитальных вложений в целях обновления основных фондов;

2) привлечение финансовых ресурсов при сохранении стабильного финансового состояния;

3) снижение стоимости привлекаемых кредитных ресурсов;

реализация программы по снижению издержек;

4) совершенствование механизмов управления инвестиционными проектами и эффективного использования привлекаемых ресурсов.

В связи с изложенным, одним из приоритетных инструментов, позволяющих обеспечить достижение указанных задач, должно стать масштабное внедрение лизингового финансирования инвестиционных программ, и значительную роль при этом могла бы сыграть система государственных гарантий при реализации лизинговых соглашений, являясь важным фактором поддержки лизинга в таких капиталоемких отраслях, как газовая. При этом объем лизинговых операций по подсчетам специалистов ОАО «Газпром» может составить порядка 350 млн. дол. США ежегодно.

Успешному развитию лизинговой деятельности в газовой отрасли могли бы способствовать следующие специфические преимущества схем финансирования с использованием механизма лизинга:

• возможность привлекать долгосрочные (до 10 лет) и относительно недорогие финансовые ресурсы (эффективная ставка составляет порядка 8-8,5% годовых в иностранной валюте) за счет средств международных финансовых институтов;
• лизинг представляет собой внебалансовые обязательства, соответственно, использование лизинговых операций позволит увеличить объемы заимствований для обновления основных фондов без увеличения размера задолженности (путем отражения обязательств на балансе лизинговой компании);
• лизинговый механизм изначально предусматривает экономически эффективное использование объекта лизинга, который обеспечивает выплаты лизинговых платежей, поэтому одной из основных задач лизинговой компании будет являться постоянный мониторинг целевого использования техники и оборудования;
• благодаря использованию лизинга появляется действенный механизм для финансирования обновления основных фондов и инвестиционных программ без крупных единовременных затрат и необходимости привлечения значительных сумм заемных средств, отражаемых на балансе;
• основой экономической эффективности лизинг является возможность получения льгот по уплате налогов. В том числе ускоренная амортизация имущества, возможность отнесения лизинговых платежей на себестоимость, возможность экономии на налогах на имущество.

Основным движущим моментом должна стать отмена налоговой льготы по капиталовложениям для предприятий с начала 2002 года. В настоящее время компании при приобретении основных производственных фондов за счет собственных средств не могут относить часть затрат на уменьшение налогооблагаемой базы при расчете налога на прибыль. На себестоимость могут быть отнесены только проценты по банковскому кредиту. И только используя механизм финансовой аренды (лизинга) для покупки основных фондов, предприятия имеют право относить лизинговые платежи на себестоимость своей продукции в полном объеме. Вследствие этих изменений можно рассматривать лизинг наиболее привлекательным с налоговой точки зрения инструментом приобретения основных фондов для предприятий газового комплекса.

Можно с достаточным основанием предполагать, что полноценное использование перечисленных преимуществ, а также научно-обоснованный подход к формированию инвестиционной стратегии предприятий газовой отрасли могли бы способствовать как росту общего объема операций, так и освоению новых сфер и видов лизинга, как доступной и эффективной формы финансирования капитальных вложений.[14]

 

 

3.2 Автоматизированная система управления технологическими процессами

 

 

В связи с развитием научно-технического прогресса управление машинами, агрегатами, узлами, оборудованием переходит от человека к компьютерным технологиям. К современным компьютерным технологиям относятся автоматизированные системы управления технологическими процессами на предприятии. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) — комплекс программных и технических средств, предназначенный для автоматизации управления технологическим оборудованием на предприятиях.

К настоящему времени в практике построения АСУ ТП сложилась некоторая характерная иерархия распределения используемых технических средств по уровням структурно-функциональной реализации систем.

При решении вопроса о методах и инструментальных средствах разработки системообразующего ПО, формирующего прикладной профиль АСУ, принимаются во внимание такие определяющие факторы, как:

• размерность и сложность системы;
• ограничение на время разработки;

3) необходимость развития системы в перспективе (увеличение размерности, изменение интерфейсов, модернизация функций) на основе преемственности системных и конструкторских решений;

4) количество и квалификация персонала, обслуживающего систему.

При разработке эффективной современной АСУ (с учетом приведенных факторов) на основе макромодульного подхода используются инструментальные средства программирования типа SCADA-систем. SCADA-системы позволяют автоматизировать и значительно ускорить процесс создания ПО для АСУ ТП при сокращении общего количества требуемых разработчиков и обеспечить по мере эксплуатации системы возможность модификации ее действующих компонентов (в том числе и конечными пользователями системы).

Одним из наиболее удачных инструментальных средств является инструментальный пакет InTouch фирмы Wonderware. Это набор мощных и гибких программно-инструментальных средств для разработки операторских интерфейсов при создании АСУ промышленного применения. InTouch позволяет реализовать функции контроля за работой предприятия и наблюдения за параметрами технологических процессов, в том числе путем графического отображения параметров на экране АРМ эксплуатационного персонала в темпе процесса с фиксацией их в реальном масштабе времени. InTouch допускает отображение в каждом окне экрана неограниченного количества динамических элементов. Программы InTouch интегрируются с серверами Microsoft SQL, Windows NT, Mail и др.

В зависимости от конкретных условий и решаемых задач каждый уровень системы предназначен для выполнения закрепленных за ним функций.

Верхний уровень (уровень 3) это комплекс с аппаратурой связи и специализированными АРМ на базе ПЭВМ типа IBM PC. Комплекс предназначен для приема и регистрации текущей и ретроспективной информации о работе агрегатов и узлов, в том числе в нештатных (аварийных) режимах, ее анализа оперативным персоналом для выявления причин неудовлетворительной работы и планирования профилактических мероприятий.

Средний уровень (уровень 2) это совокупность специализированных АРМ на базе ПЭВМ и малогабаритных промышленных контроллеров на базе изделий типа MicroPC, PLC-System, Siemens, Fanuc и дригие, аппаратно и программно совместимых с РС АТ. Контроллеры среднего уровня могут выполнять все функции УСО и использоваться в качестве средства сопряжения между верхним и нижним уровнями. На среднем уровне производится оперативный анализ состояния объектов контроля, управление аппаратурой нижнего уровня, сбор поступающей с нее информации для передачи на верхний уровень системы, обеспечивается предварительная обработка информации нижнего уровня и связь с верхним уровнем системы.

Нижний уровень (уровень 1) это интеллектуальные устройства на микропроцессорной основе (интеллектуальные датчики), обеспечивающие сопряжение с объектом. Аппаратура нижнего уровня объединяется в локальную сеть микроконтроллеров, предназначенных для снятия и обработки информационных сигналов с измерительных приборов и датчиков сигнализации, а также для выдачи управляющих воздействий и сигналов. Аппаратные средства нижнего уровня работают под управлением контроллеров среднего уровня.[18]

Контроллеры УСО могут быть совмещены с техническими средствами среднего уровня (в операторной) или установлены автономно в виде удаленных УСО, связь которых с контроллером среднего уровня осуществляется по интерфейсу RS485.

Выходные каналы УСО могут обеспечивать управление магнитными пускателями, выключателями, исполнительными механизмами запорно-регулирующей арматуры, локальными системами управления технологическим оборудованием; пуск и остановку насосных агрегатов, включение и отключение питающих электрораспределительных устройств, пуск агрегатов с индивидуально настраиваемой выдержкой по времени, защиту по определенным значениям параметров.

В соответствии с представленной иерархией распределения аппаратных средств структуру программного обеспечения системы также целесообразно рассматривать применительно к приведенной иерархии.

Программное обеспечение верхнего уровня включает полный набор программных средств проектирования и запуска в реальном времени прикладного ПО АСУ ТП. Предоставляется возможность разрабатывать прикладные системы автоматизации в графических редакторах без программирования на машинных языках.

В качестве инструментального средства разработки программ, обеспечивающих пользовательский интерфейс современного уровня, применяются программные пакеты с графическими интерфейсами.

Для организации единой информационной базы хранения информации может быть использована система управления базами данных (СУБД) Paradox, позволяющая создавать базы данных, доступные для обработки как в MS-DOS, так и в Windows, впрочем также, как Visual Fox Pro.

В качестве инструментального средства разработки программ манипулирования файлами баз данных могут быть применены программные продукты Paradox фирмы Borland, обеспечивающие логическую целостность данных, хранимых в базе, а также позволяющие держать их на диске в зашифрованном виде.

В целом программное обеспечение верхнего уровня целесообразно разрабатывать на языке С++ фирмы Borland (Pascal) с функционированием этого ПО как под управлением MS-DOS (при адаптации ПО существующей АСУ ТП), так и Windows для обеспечения эволюционной преемственности.

Все программное обеспечение должно быть полностью открыто, чтобы позволять поддерживать, наращивать и развивать уже эксплуатируемое ПО без непосредственного участия разработчиков, модернизировать количество и типы каналов ввода/вывода каждого объекта проектным путем.

В процессе подготовки к эксплуатации должна предусматриваться настройка базовой (тиражируемой) АСУ ТП на конкретный объект управления (различное количество и сочетание каналов ввода/вывода и другие параметры).

Программное обеспечение АСУ ТП должно предоставлять возможность визуализации информации о процессах, происходящих на распределенных объектах управления, в виде достаточного количества дисплеев с набором различных типов окон, так, чтобы каждый тип окна отображал текущее или предшествующее состояние соответствующих параметров объектов или графики изменения аналоговых сигналов во времени.

Программное обеспечение среднего уровня предназначено для предварительной обработки полученных данных, передачи соответствующей информации на верхний уровень, управление аппаратурой нижнего уровня. Совместимость архитектуры контроллеров среднего уровня с IBM PC существенно облегчает создание прикладного программного обеспечения. Эволюционная модернизация прикладного ПО облегчается за счет использования средств замены фрагментов ПО дистанционно, используя последовательный интерфейс, в том числе через модем. При этом ПЗУ воспринимается как электронный диск, поэтому технология загрузки и функционирования системы практически аналогична применяемой при работе с настольной IBM PC-совместимой ПЭВМ.

Кроме того, в процессе эксплуатации при конфигурации контроллеров нет необходимости в программировании на каких-либо машинных языках. При их конфигурировании настройка программируемых контроллеров может быть осуществлена двумя способами:

1) формирование файла-описателя на ПЭВМ с последующей его загрузкой в соответствующий контроллер с помощью поставляемых программных средств. При этом файл-описатель может состоять из отдельных блоков, в которых описываются настройки, специфические для каждого канала ввода/вывода;

2) изменение конфигурации системы непосредственно на объекте автоматизации с пульта оператора.

В процессе диалога оператору предоставляются следующие возможности:

а) вызов значения технологического параметра на экран в режиме слежения (то есть все изменения значения заданного параметра отображаются на экране);

б) просмотр списка сообщений, поступивших за некоторый период времени, с разбивкой по значимости (изменения параметров, аварии, состояние технических средств и т.п.);

в) отображение текущего состояния канала связи и устройств связи с объектом;

г) ручной ввод значения параметра;

д) ввод текущего времени и даты;

При программировании интеллектуальных контроллеров используются языки стандарта МЭК.

На уровне 1 используются встраиваемые в конструктив оборудования микропроцессорные элементы с фиксированной (вшитой) логикой.

Вопросы выбора интеллектуальных датчиков и микропроцессорных элементов, встраиваемых в конструктив технологического оборудования и исполнительных механизмов, в значительной степени решаются производителями технологических средств.

Вследствие объективных процессов, происходящих в экономике России в настоящее время, господствующим стало применение импортной микропроцессорной и компьютерной техники. Многочисленные филиалы западных фирм и совместные предприятия обеспечивают поставку импортных узлов, блоков, ЭВМ и простейших комплектующих, необходимых для создания современных автоматизированных информационно-компьютерных систем. Зависимость от импортных комплектующих делает невозможным выпуск полностью отечественных ЭВМ и ключевых системообразующих продуктов из-за отсутствия соответствующей элементной базы и комплектующих изделий.

Вместе с тем в ряде областей хозяйственной деятельности существуют объективные ограничения, обуславливающие необходимость применения отечественного оборудования, или, по крайней мере, "преимущественно" отечественного. В автоматизированных системах таких отраслей, по-видимому, может найти применение продукция фирм, образовавшихся на базе тех предприятий, которые в плановой экономике производили основные семейства ЭВМ (ЕС ЭВМ, СМ ЭВМ) для применения в АСУ ТП.

Заслуживает внимания в связи с этим разработанное ОАО "ИНЭУМ" в 1998 г. семейство современных компьютерных средств СМ1820М. В состав СМ1820 входят управляющие вычислительные комплексы СМ1820М ВУ и промышленные контроллеры - СМ1820 ПК, что позволяет обеспечивать при построении АСУ ТП автоматизацию задач уровней 3 и 2.

Средства СМ1820М работают с инструментальными средствами (MMI/SCADA)и операционными системами (Windows, QNX, OS-9), получившими широкое применение при разработке и эксплуатации современных АСУ ТП. Средства СМ1820М ориентированы на современную, сложившуюся на сегодня в мировой практике систему интерфейсов, удовлетворяющих требованиям отечественных стандартов.

Управляющие вычислительные комплексы СМ1820М представлены шестью модификациями, различающимися по комплектации, функциональным возможностям, исполнению.

Промышленные контроллеры СМ1820 ПК представлены тремя модификациями с одним типом процессора и системного интерфейса. Основные различия определяются количеством обрабатываемых сигналов ввода/вывода и исполнением.

Рассмотренные принципы построения комплекса технических и программных средств АСУ ТП могут служить базовыми и для обеспечения автоматизации оперативного ведения технологических процессов при добыче, транспортировке, переработке, хранении и распределении продукции газовой промышленности.

Среди основных модулей АСУ ТП для подземного хранения газа является система автоматизированного управления подготовкой газа.

Система автоматизированного управления подготовкой газа (САУ ПГ) на станции подземного хранения газа (СПХГ) предназначена для автоматизации технологических процессов мехочистки и осушки газа, отбираемого из пласта в осенне-зимний период.АСУ станции подземного хранения газа включает в себя совокупность подсистем с относительно слабыми информационными связями, каждая из которых обеспечивает автоматизацию управления одним из технологических комплексов СПХГ (компрессорная станция, газораспределительный пункт, установка подготовки газа и др.).

Назначением САУ ПГ является автоматизация процессов повышения кондиции сырого газа, подготавливаемого для подачи в магистральный газопровод.

Схема технологического процесса подготовки газа включает установку двухступенчатой мехочистки (УМО) от капельной влаги и мехпримесей и установку осушки, предназначенную для извлечения из газа влаги, находящейся в парообразном состоянии. В свою очередь, основное оборудование установки гликолевой осушки состоит из блока абсорберов и блока регенераторов диэтиленгликоля (ДЭГ).

Осушенный газ из абсорберов по общему коллектору поступает на замерный узел станции, где определяется его количество и величина влагосодержания. Основным показателем качества подготовки газа является влажность газа на выходе из абсорберов.

Технологические процессы установки подготовки газа (УПГ) представляют собой достаточно инерционные процессы с временем стабилизации параметров, измеряемым десятками минут.

Размерность системы характеризуется общим количеством сигналов ввода/вывода (аналоговых, дискретных и число-импульсных), используемых в САУ ПГ на СПХГ, которое составляет 400-600.

В процессе функционирования система управления подготовкой газа на СПХГ выполняет автоматизированное решение таких задач, как:

а) наглядное отображение первичной информации (аналоговых и дискретных сигналов объекта) на экране дисплея;

б) вычисление расхода газа и ДЭГ (по каждому абсорберу и суммарного) на основе первичных данных (давления, перепада давления и температуры на мерных диафрагмах);

в) дистанционное управление отдельными механизмами УПГ (запорными кранами, кранами-регуляторами, насосами и пр.) с использованием возможностей АРМ (клавиатуры и "мыши");

г) поддержание заданных режимов работы по расходу газа (суммарному и по каждому абсорберу) и по влажности очищенного (коммерческого) газа;

д) отслеживание аварийных ситуаций и оповещение о них оператора через экран дисплея и звуковой сигнал;

ж) посуточное протоколирование результатов работы с возможностью их вывода на экран для просмотра и распечатки по запросу.

Выполнение функций системы структурно распределено между промышленными контроллерами и АРМ оператора.

Уровень промышленных контроллеров является нижним уровнем системы управления, где функции каждого контроллера могут варьироваться, но в совокупности они должны охватывать следующие основные операции:

1) прием сигналов с объекта и выдачу на объект управляющих воздействий;

2) управление механизмами объекта;

3) поддержку связи с рабочей станцией оператора (верхним уровнем системы).

В САУ ПГ должно обеспечиваться автоматизированное управление следующими типами механизмов:

1) запорная арматура с двумя устойчивыми состояниями (открыто-закрыто);

2) регулируемая арматура, имеющая промежуточные устойчивые состояния (регулируемая степень открытости);

3) механизмы, характеризующиеся состоянием "работа-останов" (насосы АВО и рефлюкса, водокольцевые компрессоры, вентиляторы и пр.).

Процесс управления механизмами включает прием и обработку первичных сигналов от механизмов (датчиков-концевиков, датчиков степени открытости кранов-регуляторов, датчиков состояния "работа-останов"), на основании чего формируются управляющие сигналы для передачи на исполнительные механизмы и определяется текущее состояние механизмов (для передачи на АРМ оператора).

Обмен информацией между промышленными контроллерами и АРМ оператора осуществляется по магистрали RS422, где в роли "Мастера" выступает АРМ оператора, а промышленные контроллеры являются подчиненными узлами сети информация по магистральному интерфейсу RS422 преобразуется в RS232С и вводится в АРМ оператора через стандартный последовательный порт.

Система САУ ПГ на СПХГ состоит из следующих основных составляющих: рабочей станции на базе IBM РС 300 PL; преобразователя интерфейса магистрали RS 232/422 FCC-1-0; промышленных контроллеров DL 405 (К1 К9); источников питания каналов дискретного ввода RР 1072-24 (3 шт.); входных кроссов на элементах WAGO (3 комплекта).

Конструктивно САУ ПГ СПХГ выполнена в виде четырех компонентов:

1) рабочая станция (АРМ оператора) и преобразователь интерфейса магистрали установлены на отдельном специальном компьютерном столе;

2) промышленные контроллеры, источники питания дискретных вводов, входные кроссы расположены в трех линейных распределительных шкафах PS 4005.600.

Вся работа оператора ведется через диалоговые окна, выдаваемые системой на экран АРМ на фоне постоянно присутствующего рабочего кадра под названием "АСУ ТП УОГ СПХГ", который автоматически выводится на экран после включения АРМ оператора и запуска системы.

При работе УПГ система постоянно обеспечивает прием и отображение технологической информации, вычисление расходов газа и ДЭГ, отслеживание аварийных ситуаций и протоколирование результатов работы. При этом функции оператора сводятся к наблюдению за процессом и квитированию (в случае необходимости) аварийных ситуаций, выявляемых и отображаемых системой.

При необходимости дистанционного управления механизмами оператор должен выйти из режима автоматического управления, устанавливаемого на системе по умолчанию. В этом режиме по инициативе оператора могут открываться (закрываться) запорные краны, запускаться (останавливаться) насосы АВО и рефлюкса, изменяться положения кранов-регуляторов в трактах газа и ДЭГ.

При управлении установившимся нормальным технологическим процессом осушки газа (обеспечивающим поддержание основного контролируемого параметра точки росы) система обеспечивает автоматизированный контроль и поддержание расхода газа и точки росы газа на выходе в заданных пределах за счет изменения расхода ДЭГ, подаваемого в абсорберы. Также обеспечивается равномерное распределение расхода поступающего из УМО газа между работающими абсорберами.

Предложенное построение системы с учетом существующей большой номенклатуры эффективных контроллеров позволяет автоматизировать как небольшие объекты с минимальным набором датчиков, так и крупные объекты, имеющие несколько тысяч датчиков и узлов управления.[18]

 

 

 

3.3 Привлечение инвестиций как основа воспроизводства основных фондов

 

 

Перед газовой промышленностью, как и перед другими отраслями, остро встает проблема привлечения инвестиций. Несмотря на то что, газовая отрасль является сравнительно молодой, но и она уже нуждается в обновлении основных фондов, большая часть которых исчерпала свой технологический потенциал. С чем же связаны проблемы инвестирования основных фондов газовой отрасли? Во-первых, на объемах инвестиций сказался мировой финансовый кризис, который затронул все отрасли, а не только газовую. Во-вторых, снижение объемов добываемого природного газа. Предприятиям приходится либо брать кредиты в банках для обновления основных фондов, либо продолжать работать на изношенном оборудовании, что значительно снижает качество продукции, а следовательно и конкурентоспособность предприятия.

Совхозное управление подземного хранения газа, являясь филиалом ООО «Газпром ПХГ», не может обратиться в банк для получения кредита на обновление основных средств. Так как Совхозное УПХГ предоставляет заявки на финансирование капитального и текущего ремонта на определенный период времени в ООО «Газпром ПХГ», которое в свою очередь малую часть этого финансирования покрывает за счет собственных средств, а остальное предоставляет на рассмотрение ОАО «Газпром», который из своих имеющихся средств покрывает затраты на ремонт. Из анализа основных средств Совхозного УПХГ видно, что они сильно изношены, поэтому постоянно нуждаются в капитальном ремонте. А если сравнить, что эффективнее полная замена основных средств на новые или постоянный капитальный ремонт? В таблице 8 приведена стоимость основных фондов для их обновления.

 

Таблица 8 – Стоимость основных фондов станции подземного хранения газа

 

Основные средства	Кол-во, шт.	Цена за единицу, р.	Общая стоимость, р.
1	2	3	4
Скважина газовая эксплуатационная	133	72165000	9597945000
Арматура фонтанная к скважине	133	1376000	183008000
Паккер к скважине	133	37000	4921000
Колонная головка	133	635000	84455000
Труба НКТ	133	2940000	391020000
Комплект подземного оборудования к скважине	133	200000	26600000
Скважина контрольно-разгрузочная	1	17284000	17284000
Скважина поглотительная	1	140404000	140404000
Скважина наблюдательная	2	13189000	26378000

Продолжение таблицы 8

 

1	2	3	4
Газосборные сети	1	48257220	48257220
Площадка сепараторов	1	1372000	1372000
Установка очистки газа	1	3790000	3790000
Газокомпрессорная установка «СОЛАР»	6	73392000	440352000
Газокомпрессор МК-8	13	22126000	287638000
Сооружение станции биологической очистки	1	2363000	2363000
Трансформаторная подстанция	3	231000	693000
Комплексная трансформаторная подстанция	3	644000	1932000
Аппаратные КИПиА станции подземного хранения газа	1	428000	428000
Пункт замера газа	1	478000	478000
Итого			11259318220

 

     Из таблицы 8 видно, что общая сумма инвестиций в обновление основных фондов филиала составит 11259318220 р. сравним эти затраты с затратами на капитальный ремонт, который проводится ежегодно. Для расчета стоимости капитального ремонта взяты скважины и газокомпрессоры. Средняя стоимость ремонта скважины составляет 16836391,55 р., так как на территории Совхозного УПХГ 140 скважин, общая стоимость капитального ремонта составит 2357094817 р. стоимость ремонта газокомпрессора равна 923248 р., в цехах станции работают 19 газокопрессоров, следовательно, общая стоимость капитального ремонта компрессоров составит 17541712 р.

В год капитальный ремонт всего оборудования обойдется в 2374636529 р.

Если сравнивать стоимость обновления и капитального ремонта, то стоимость обновления примерно в 5 раз превышает годовой капитальный ремонт. Если ОАО «Газпром» задумается над этими цифрами, то поймет, что выгоднее заменить оборудование один раз, чем проводить капитальные ремонты ежегодно. Заменив основные фонды, они смогут не только экономить на затратах капитального ремонта, но и смогут получать дополнительную прибыль, потому что повысится производственная мощность предприятия и повысится качество оказываемых услуг.

Таким образом, у предприятия есть выбор либо самим приобретать новые основные фонды путем вливания инвестиций, либо осуществлять лизинговые операции, либо автоматизировать технологические процессы.

 

 

 

                                 Заключение

 

 

Роль основных фондов в процессе производства различна. Часть из них непосредственно воздействует на предмет труда и является активной, другая часть создает необходимые условия для труда и является пассивной.

В большинстве отраслей промышленности к активной части фондов принято относить машины и оборудование (силовые и рабочие машины и оборудование, измерительные и регулирующие приборы и устройства, лабораторное оборудование, вычислительную технику, прочие машины и оборудование), а также транспортные средства. Пассивную часть фондов образуют здания и сооружения.

Состояние и использование основных фондов - один из важнейших аспектов аналитической работы, так как именно они являются материальным воплощением научно-технического прогресса - главного фактора повышения эффективности любого производства.

Более полное и рациональное использование основных фондов предприятия способствует улучшению всех его технико-экономических показателей: росту производительности труда, повышению фондоотдачи, увеличению выпуска продукции, снижению ее себестоимости, экономии капитальных вложений.

Газовая отрасль России - одна из основных бюджетообразующих отраслей экономики. Доля газа в общем объеме производства и внутреннего потребления энергетических ресурсов составляет около 60 процентов. Газовая отрасль занимает 8 процентов в структуре ВВП, обеспечивает до 25 процентов доходов бюджета, а также более 19 процентов поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа.

Крупномасштабное развитие газовой отрасли в СССР началось относительно поздно - в 70-е годы. В результате сегодня в ней, по сравнению с другими добывающими отраслями российской промышленности, технологии более современны, оборудование новее и менее изношено, выработанность разрабатываемых запасов значительно ниже, а неизбежное ухудшение природно-геологических условий пока проявляется более слабо и связано, в основном, с продвижением на Север.

В результате проведенного исследования газовой отрасли, было выявлено, что хотя отрасль и занимает основное место в экономике России и является сравнительно молодой, ее основные фонды изношены на 56%, также дела обстоят и с подземным хранением газа, где многое оборудование уже давно исчерпало свой технологический ресурс, помимо износа основных фондов станции подземного хранения сталкиваются и с другими проблемами, такими как промышленная и экологическая безопасность, техническое диагностирование скважин, поддержание герметичности скважин. Также было выявлено, что предприятия газовой отрасли используют информационные системы управления основными фондами, такие как ЕАМ и СММS.

В результате анализа организационно-экономической характеристики Совхозного УПХГ было выявлено, что предприятие работает с убытками, поскольку занимается только закачкой, хранением и отбором природного газа, не осуществляя никакой коммерческой деятельности. ОАО «Газпром» покрывает убытки подземных хранилищ за счет выручек других дочерних организаций. Одним из основных структурных звеньев в системе ОАО «Газпром» являются подземные хранилища газа. Значимость ПХГ признана во всем мире и не нуждается в каком бы то ни было подтверждении. При работе каждое ПХГ преследует определенные цели, но все, же их главной задачей является сглаживание неравномерности сезонного потребления газа.

Совхозное УПХГ является одним из крупнейших и высокоэффективных хранилищ России, способное работать с большими суточными отборами и успешно регулирующее сезонную неравномерность газопотребления Урало-Поволжского экономического района.

Было проанализировано состояние основных фондов Совхозного УПХГ, которое показывает, что сооружения изношены на 55,9%, машины и оборудование - на 88,5 %, что недопустимо для таких объектов как подземные хранилища газа, поскольку они относятся к пожаро- и взрывоопасным объектам, а также представляют экологическую угрозу для региона.

В процессе изучения основных фондов Совхозного УПХГ было обнаружено, что на предприятии не применяется никаких прогрессивных технологий, которые могли бы повысить эффективность использования основных фондов, а единственным способом поддержания основных средств в рабочем состоянии является капитальный и текущий ремонт.

Руководство предприятия понимает необходимость обновления основных средств, но не могут самовольно решить данную проблему, так как являются филиалом ООО «Газпром ПХГ».

В третьей главе представлены пути решения проблемы воспроизводства основных фондов. В последнее время многие организации в связи со сложным финансовым положением прибегают к такому финансовому инструменту как лизинг, который позволяет без получения кредита у банка пополнить свои основные фонды более прогрессивными машинами и оборудованием. Также лизинг не требует от лизингополучателя проведение ремонта и технического обслуживания, начисления амортизации – все эти затраты входят в сумму лизинговых платежей.

Еще одним вариантом повышения эффективности использования основных фондов является использование автоматизированных систем управления технологическими процессами. На объектах подземного хранения газа предлагается ввести систему автоматизированного управления подготовки газа. Назначением САУ ПГ является автоматизация процессов повышения кондиции сырого газа, подготавливаемого для подачи в магистральный газопровод.

В последнем разделе произведено соизмерение затрат на полное обновление основных фондов Совхозного УПХГ и на капитальный ремонт основных объектов станции, которое показывает, что целесообразнее один раз вложить инвестиции в обновление, чем ежегодно проводить капитальный ремонт оборудования. Для полного обновления основных фондов Совхозного УПХГ потребуется 11259318220 р., такое предприятие как ОАО «Газпром» с его колоссальными объемами выручки может себе его позволить, так как с каждым годом стоимость капитального ремонта основных фондов будет увеличиваться, потому что в настоящее время технологический прогресс не стоит на месте, а создаются более усовершенствованные газокомпрессорные установки, которые имеют другие комплектующие, а заказ комплектующих для капитального ремонта старых обходится намного дороже.

 

 

Список использованной литературы

 

 

1 Российская Федерация. Законы. Закон об обществах с ограниченной ответственностью : федер. закон: принят от 11.07.1998 № 96-ФЗ, от 31.12.1998 № 193-ФЗ, от 21.03.2002 № 31-ФЗ [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.lin.ru/document.htm?id=574508617227766356 . – Дата обращения: 5.05.2011.

2 Российская Федерация. Гражданский кодекс Российской Федерации. Часть первая: офиц. текст: принят Гос. Думой 21 окт. 1994 г.: с изменениями и дополнениями на 15 мая 2001 г. [Электронный ресурс] - http://www.consultant.ru/popular/gkrf1. - Дата обращения: 7.05.2011.

3 Антоненко, И.Н. Особенности внедрения информационных систем управления основными фондами [Электронный ресурс] / И.Н. Антоненко, В.А. Матюшин. – Режим доступа: http://avtonews.net/002/osobennosti-vnedreniya-informatsionnykh-sistem-upravleniya-osnovnymi-fondami. - Дата обращения: 14.04.2011.

4 Бузинов, С.Н. Проблемы подземного хранения газа в России [Электронный ресурс] / С.Н. Бузинов, Г.Н. Рубан. – Режим доступа: http://avtonews.net/011/problemy-razvitiya-podzemnogo-khraneniya-gaza-v-rossii. - Дата обращения: 14.04.2011.

5 Газман, В.Д. Лизингоемкость инвестиций / В.Д. Газман. //Экономический журнал ВШЭ. – 2007. - № 1 Т.11. – С.35-54. – ISSN 1813-8691.

6 Горфинкель, В.Я. Экономика предприятия / под ред. В.Я. Горфинкеля, В.А. Швандера. – М : ЮНИТИ, 2001. – 608 с. – ISBN 5-238-00517-2.

7 Зубарев, А.П. Повышение производительности скважин [Электронный ресурс] / А.П. Зубарев, И.Д. Акчурин, О.Г. Семенов. – Режим доступа:http://avtonews.net/001/povyshenie-proizvoditelnosti-ekspluatatsionnykh-skvazhin-iasimovskogo-pkhg. – Дата обращения: 14.04.2011.

8 Зубарев А.П. Экспертиза промышленной безопасности скважин ПХГ в 2007 г. [Электронный ресурс] / А.П. Зубарев, С.А. Хан. – Режим доступа: http://avtonews.net/012/ekspertiza-promyshlennoi-bezopasnosti-skvazhin-pkhg-v-2007-g. - Дата обращения: 14.04.2011.

9 Исабекова, О.А. Инвестиционная привлекательность топливно-энергетического комплекса [Электронный ресурс] / О.А. Исабекова. – Режим доступа: http://vestnik.mstu.edu.ru/v11_2_n31/articles/26_isabe.pdf. - Дата обращения: 20.04.2011.

10 Исхаков, А.Я. Контроль герметичности ПХГ с использование специального комплекса геолого-физических методов [Электронный ресурс]/ А.Я. Исхаков, Д.Г. Тимиргалеев. – Режим доступа: http://avtonews.net/002/kontrol-germetichnosti-pkhg-s-ispolzovaniem-spetsialnogo-kompleksa-geologo-geofizicheskikh-metod. - Дата обращения:14.04.2011.

11 Киссер, А.И. Анализ дефектов и отклонений от норм оборудования и сооружений ПХГ в 2007 г. [Электронный ресурс] / А.И. Киссер, С.А. Хан. – Режим доступа: http://avtonews.net/012/analiz-defektov-i-otklonenii-ot-normy-oborudovaniya-i-sooruzhenii-pkhg-v-2007-g. - Дата обращения: 14.04.2011.

12 Климова, Н.В. Направления совершенствования методики анализа состояния и эффективности использования основных средств / Н.В.   Климова // Экономический анализ: теория и практика. – 2008. - № 6 (111). – С.22-30. – ISSN 2073-039Х.

13 Круглякова, В.М. Статистический анализ динамики основных фондов и инвестиций в России как отражение консервативной инвестиционной политики / В.М. Круглякова, Д.А. Ендовицкий, Ю.И. Трещевский // Экономический анализ: теория и практика. – 2010. - № 20 (185). – С.2-7. – ISSN 2073-039Х.

14 Луговая, Е.А. Перспективы применения лизинга в газовой промышленности / Е.А. Луговая //Финансы и кредит. – 2004. - № 11(149). – С.49-51. – ISSN 2071-4638.

15 Никандрова, Л.Ю. Лизинг – антикризисный инвестиционный ресурс: теоретико-методологический аспект и концепция формирования в регионе / Л.Ю. Никандрова // Экономический анализ: теория и практика. – 2008. - № 2 (167). – С.60-69. – ISSN 2073-039Х.

17 Пелих, А.С. Экономика предприятия и отрасли промышленности / Под ред. А.С. Пелиха. – Ростов-на-Дону : Феникс, 2001. – 440 с. – ISBN 5-222-05383-0.

18 Прохоров, Н.Л. Построение систем автоматизированного управления подготовкой газа на станциях подземного хранения газа [Электронный ресурс] / Н.Л. Прохоров, А.Д. Белоногов, Д.А. Скрипников. – Режим доступа: http://www.sm1820.com.ru/KSNews_105.htm. - Дата обращения: 8.05.2011.

19 Хан, С.А. Опыт проведения совместных работ по техническому диагностированию объектов ПХГ [Электронный ресурс] / С.А. Хан, Ф. Бусак. – Режим доступа: http://avtonews.net/001/opyt-provedeniya-sovmestnykh-rabot-po-tekhnicheskomu-diagnostirovaniyu-obektov-pkhg. - Дата обращения: 14.04.2011.

20 Самсонов, Р.О. Прорывные технологии для газовой промышленности: проблемы и решения [Электронный ресурс] / Р.О. Самсонов. – Режим доступа:http://avtonews.net/011/proryvnye-tekhnologii-dlya-gazovoi-promyshlennosti-problemy-i-resheniya. – Дата обращения: 14.04.2011.

21 Сафронов, Н.А. Экономика предприятия / Под ред. Н.А. Сафронова. – М : Юристъ,1998. – 530 с. – ISBN 5-98118-030-7.

22 Шамшин, В.И. Техническое диагностирование скважин ПХГ [Электронный ресурс] / В.И. Шамшин, В.Е. Дубенко. – Режим доступа: http://avtonews.net/003/tekhnicheskoe-diagnostirovanie-skvazhin-pkhg. - Дата обращения: 14.04.2011.

23 Шевченко, И.В. Задачи формирования мегакорпоратиного иинновационного кластера в газовой промышленности / И.В. Шевченко, Н.Ю. Филиппская // Финансы и кредит. – 2009. - № 19 (355). – С.49-51. – ISSN 2071-4638.

24 Шехватов, Д. Управление основными фондами: как автоматизировать ремонты и техническое обслуживание [Электронный ресурс] / Д. Шехватов. – Режим доступа:http://belerp.com/modules.php?name=Pages&pa=showpage&pid=7. – Дата обращения: 5.04.2011.

27 Газовая и газоперерабатывающая промышленность России 2010-2015гг. Инвестиционные проекты и описание компаний [Электронный ресурс] - http://www.infoline.spb.ru/services/4/katalog/demo/review_gas_29122010.pdf. - Дата обращения: 24.04.2011.

 

ДОКЛАД

Основные производственные фонды являются важнейшей частью производственного потенциала предприятий газового сектора. Наличие, состав, техническое состояние и уровень использования основных производственных фондов являются важнейшими факторами экономического развития и финансового состояния предприятий.

В рыночных условиях предприятия, независимо от их формы собственности, за счет собственных средств амортизации, прибыли, кредитов приобретают оборудование, машины, строят цехи. И чтобы производство было эффективным, а огромные затраты на создание и приобретение основных средств не были напрасно потерянными, основные средства должны наиболее полно и рационально использоваться. От того, как используются основные производственные фонды, зависит дальнейшее развитие предприятия.

Актуальность темы обусловлена тем, что газовая отрасль занимает особое положение в российской экономике. Природный газ необходим не только для газификации населения, но и составляет высокий удельный вес в экспорте России. В связи с переходом к рыночной экономике объемы добычи газа резко снизились, что связано непосредственно с состоянием основных фондов.

Объектом дипломной работы является филиал ООО «Газпром ПХГ» «Совхозное управление подземным хранением газа». Основными видами деятельности Совхозного УПХГ являются закачка, хранение и отбор природного газа.

Предметом дипломной работы выступают основные производственные фонды Совхозного УПХГ.

Целью данной дипломной работы является определение приоритетных направлений повышения эффективности использования основных средств.

Исходя из указанной цели работы основными задачами являются:

• изучить проблемы воспроизводства основных средств в газовой отрасли, проанализировать современное состояние подземного хранения газа современные технологии управления основными средствами в газовой отрасли;
• проанализировать состав, структуру, динамику основных фондов Совхозного УПХГ;
• разработать практические рекомендации повышения эффективности основных фондов Совхозного УПХГ.

Воспроизводство основных фондов – это непрерывный процесс их обновления, путем приобретения новых, реконструкции, технического перевооружения, модернизации и капитального ремонта существующих.

Основными источниками воспроизводства основных фондов являются: при расширенном воспроизводстве – прибыль предприятия, взносы учредителей, кредиты банка; при простом – амортизационный фонд.

 

 

Сильные стороны	Слабые стороны
Развитая газотранспортная инфраструктура. Отлаженный процесс добычи природного газа. Квалифицированный кадровый состав. Наличие потребителей в РФ, СНГ и зарубежных странах. Наличие значительных имущественных активов в собственности предприятий. Наличие значительного научно-технического задела.	Высокий износ оборудования. Исчерпанные основные газовые месторождения. Недостаток инвестиционных средств. Высокая кредитная задолженность. Технологическое отставание от зарубежных энергетических ТНК. Высокая социальная нагрузка, зависимость от социально-политических факторов.
Возможности	Угрозы
Возможность выхода на новые сегменты рынка в России и за рубежом. Большие возможности по расширению сбыта природного и сжиженного газа. Наличие значительного интереса со стороны инвесторов. Увеличение протяженности газотранспортной сети. Увеличение количества независимых частных газовых производителей. Возможность роста газопроизводства.	Снижение покупательной способности потребителей на внутреннем рынке в условиях кризиса. Дальнейший рост износа оборудования. Удорожание сервисного и технического обслуживания газового оборудования. Возрастание конкуренции зарубежных ТНК. Прогнозируемый значительный рост стоимости газа. Социальный порог роста стоимости газа.

Основная часть технических средств имеет износ более 50 %, средний возраст магистральных газопроводов составляет более 24 лет, отрасль перегружена морально устаревшим отечественным и импортным оборудованием.

В газовую отрасль включаются предприятия добычи, транспортировки и хранения природного газа. Подземное хранение газа в России играет важную роль в обеспечении надежной поставки газа отечественным и зарубежным потребителям. В настоящее время на территории России имеется более 20 объектов подземного хранения газа. Объем активного газа всех хранилищ превышает 60 млрд. м³, расчетная суточная производительность хранилищ - примерно 600 млн. м³, максимальный суточный отбор по всем хранилищам в 2008 году превысил 580 млн. м³.

Проблемы: износ основных фондов; повышение экологической безопасности.

Не менее важная задача сектора – эффективное управление основными фондами, которое является одним из источников повышения рентабельности производства.

Филиал не является юридическим лицом, имеет баланс в составе баланса Общества и пользуется счетом в банке по своему местонахождению. Филиал вправе от имени Общества совершать сделки и иные действия, выступать истцом и ответчиком в суде, арбитражном и третейском суде в интересах и от имени Общества на основании доверенности по делам, связанным с деятельностью филиала и Общества в целом. Филиал отвечает перед Обществом за результаты своей деятельности, осуществляемой от имени Общества.

Целью создания Филиала является осуществление предусмотренных Уставом Общества функций вне места его нахождения. Филиал в соответствии со своим назначением и с целью регулирования сезонной неравномерности газопотребления осуществляет следующие виды деятельности:

1) закачка газа в хранилища;

2) хранение газа;

3) отбор газа из хранилищ и подготовка к передаче его покупателю;

Организационная структура Совхозного УПХГ относится к линейному типу (Приложение А).

Из таблицы1 видно, что основные средства в 2010г. по сравнению с 2008 годом сократились на 16,4 %, оборотные активы увеличились на 80,3%, добавочный капитал остался неизменным, кредиторская задолженность перед персоналом сократилась на 13,4%, кредиторская задолженность перед поставщиками и подрядчиками уменьшилась на 54%, выручка от продажи возросла 57,3%, себестоимость оказываемых услуг увеличилась на 42,3%, валовая прибыль в отчетном периоде возросла на 60,5%, убыток отчетного периода по сравнению с базисным сократился на 95,9 %, такое резкое снижение убытка отчетного периода связано, с тем, что после образования филиала, предприятие начало реализовывать попутные вещества, которые получает в процессе осушке и очистки природного газа (сера, сероводород).

Таблица 2 - Коэффициенты ввода основных фондов

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Машины и оборудование	2	3,4	5,4
Транспортные средства	28,2	6,6	3,1
Другие	-	-	5,5

Таким образом, в 2010 году по сравнению с 2008 годом коэффициент ввода машин и оборудования увеличился на 3,4 процентных пункта, транспортных средств сократился на 25,1 процентных пункта, других основных средств увеличился на 5,5 процентных пункта.

Таблица 3 - Коэффициенты годности основных средств

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Здания и сооружения	54,3	49,1	44,1
Машины, оборудование, транспортные средства	9,7	5,1	11,5
Другие	28,3	13,1	3,5

         Из таблицы 3 можно сделать вывод, что коэффициент годности зданий и сооружений в 2010 году по сравнению с 2008 годом уменьшился на 10,2 процентных пункта, машин, оборудования и транспортных средств возрос на 1,8 процентных пункта, у других основных средств сократился на 24,8 процентных пунктов.

Таблица 4 - Коэффициент износа основных фондов СПХГ

Наименование	2008г.	2009г.	2010г.
Здания и сооружения	45,6	50,8	55,9
Машины, оборудование, транспортные средства	90,3	84,9	88,5
Другие	71,6	86,8	96,5

Из таблицы видно, что основные фонды СПХГ имеют высокий коэффициент износа: здания и сооружения изношены на 55,9%; машины, оборудование, транспортные средства – на 88,5%, другие основные средства – на 96,5%.

Надежность и экологическая безопасность функционирования старого фонда скважин ПХГ обеспечивается их обслуживанием и ремонтом "по техническому состоянию", установленному посредством технического диагностирования которое дает информацию о реальном состоянии системы, наличии в ней и ее несущих элементах повреждений, позволяет установить причины их возникновения и динамику развития.

В последнее время возрастает роль лизинга как финансового инструмента для привлечения инвестиционных ресурсов в газовую отрасль. Виды лизинга. Во-первых, лизинговое соглашение более гибкое, чем банковская ссуда. Следовательно, можно выработать удобный график платежей. Например, договориться о том, что выплаты начнутся после получения выручки от реализации продукции, созданной при помощи объекта лизинга.

Во-вторых, взять оборудование в лизинг намного легче, чем кредит на его приобретение. Срок лизинга дольше, чем кредита. Кроме того, при лизинге залогом выступает объект лизинга, что особенно удобно тем, у кого нет необходимого для банковского кредита залогового имущества.

В-третьих, лизинговая компания в зависимости от условий договора может брать на себя всю работу по получению оборудования, его регистрации, бухгалтерскому учету, техобслуживанию, ремонту, страхованию, администрированию счетов.

В-четвертых, при использовании лизинга оборотные средства не отвлекаются от производства.

Как показывает опыт зарубежных стран, лизинг в таких отраслях, как газовая, дает возможность предприятиям отрасли быстрее выйти из кризисного состояния и обеспечить их устойчивое развитие, поэтому увеличение объема лизинговых сделок является актуальной задачей.

В связи с развитием научно-технического прогресса управление машинами, агрегатами, узлами, оборудованием переходит от человека к компьютерным технологиям. К современным компьютерным технологиям относятся автоматизированные системы управления технологическими процессами на предприятии. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) — комплекс программных и технических средств, предназначенный для автоматизации управления технологическим оборудованием на предприятиях.

Среди основных модулей АСУ ТП для подземного хранения газа является система автоматизированного управления подготовкой газа.

Система автоматизированного управления подготовкой газа (САУ ПГ) на станции подземного хранения газа (СПХГ) предназначена для автоматизации технологических процессов мехочистки и осушки газа, отбираемого из пласта в осенне-зимний период. АСУ станции подземного хранения газа включает в себя совокупность подсистем с относительно слабыми информационными связями, каждая из которых обеспечивает автоматизацию управления одним из технологических комплексов СПХГ (компрессорная станция, газораспределительный пункт, установка подготовки газа и др.).

Назначением САУ ПГ является автоматизация процессов повышения кондиции сырого газа, подготавливаемого для подачи в магистральный газопровод.

       Из таблицы 8 видно, что общая сумма инвестиций в обновление основных фондов филиала составит 11259318220 р. сравним эти затраты с затратами на капитальный ремонт, который проводится ежегодно. Для расчета стоимости капитального ремонта взяты скважины и газокомпрессоры. Средняя стоимость ремонта скважины составляет 16836391,55 р., так как на территории Совхозного УПХГ 140 скважин, общая стоимость капитального ремонта составит 2357094817 р. стоимость ремонта газокомпрессора равна 923248 р., в цехах станции работают 19 газокопрессоров, следовательно, общая стоимость капитального ремонта компрессоров составит 17541712 р.

В год капитальный ремонт всего оборудования обойдется в 2374636529 р.

Если сравнивать стоимость обновления и капитального ремонта, то стоимость обновления примерно в 5 раз превышает годовой капитальный ремонт. Если ОАО «Газпром» задумается над этими цифрами, то поймет, что выгоднее заменить оборудование один раз, чем проводить капитальные ремонты ежегодно. Заменив основные фонды, они смогут не только экономить на затратах капитального ремонта, но и смогут получать дополнительную прибыль, потому что повысится производственная мощность предприятия и повысится качество оказываемых услуг.

Таким образом, у предприятия есть выбор либо самим приобретать новые основные фонды путем вливания инвестиций, либо осуществлять лизинговые операции, либо автоматизировать технологические процессы.

 

 

Приложение А

           (обязательно)

 

 

                                                                                          

 

			Секретарь-машинистка
	Химико-аналитическая лаборатория

 

 

 

 

 

 

Рисунок А.1 Организационная структура управления филиала ООО «Газпром ПХГ» Совхозного управления подземного хранения газа

 

 Скачать: diplom-eup.rar