Нефтеперерабатывающий завод лукойл западная сибирь

Миссия ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» вытекает из миссии компании «ЛУКОЙЛ». Мы созданы, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека. Способствовать в регионах деятельности долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Для этого предприятие будет продолжать активное освоение недр Западной Сибири, наращивая добычу нефти, восполняя сырьевую базу, используя самые передовые инновационные методы и технологии и, главное, экологичные. Приоритетом в деятельности западносибирского холдинга всегда были сохранение окружающей среды и самобытной национальной культуры народов Севера.

Предприятие работает на территории Нижневартовского и Сургутского районов Ханты-Мансийскогоавтономного округа — Югры. В составе ТПП — 13 лицензионных участков, в том числе на поисковом этапе находится лицензионный участок Северо-Егурьяхский-2. В пределах лицензионных участков находятся 13 месторождений нефти. В промышленной эксплуатации находятся 10 нефтяных месторождений: Урьевское, Локосовское, Чумпасское, Покамасовское, Поточное, Лас-Еганское, Южно-Покачевское, Нивагальское, Северо-Поточное, Курраганское. На этапе пробной эксплуатации 2 месторождения — Малоключевое, Северо-Покамасовское; на стадии разведки — Западно-Покамасовское месторождение

В состав предприятия входят: 10 цехов добычи нефти и газа, Цех подготовки и перекачки нефти, Цех сбора и транспортировки газа, Участок обеспечения производства материально-техническими ресурсами, Управление по переработке попутного нефтяного газа. В коллективе ТПП трудятся более 1500 человек.

В феврале 2010 года предприятие добыло 300-миллионную тонну нефти, а в 2014 году уже только на Урьевском месторождении была преодолена отметка 100 миллионнов тонн нефти. История лангепасской нефти началась с открытия в октябре 1962 года Локосовского месторождения. Приток нефти промышленного значения на промысле был получен в июле 1963-го. Затем проводилось всестороннее исследование территорий Урьевского, Поточного, Ласьеганского, Нивагальского, Покамассовкогои Северо-Поточного месторождений. В декабре 1979 года было создано НГДУ «Урьевнефть» — прародитель «Лангепаснефтегаза».

Стратегия развития предприятия неразрывно связана с эффективностью использованияминерально-сырьевой базы. Сегодня предприятие, продолжая осваивать старые промыслы, выходит на новые участки месторождений. Ведется бурение на Нивагальском и Северо-Покамасовскомместорождениях.

В числе последних приобретений — лицензионный участок Северо-Егурьяхский-2. В пределах данного лицензионного участка предприятие проводит работу по поиску и оценке возможных запасов.

Второе направление восполнения сырьевой базы — применение новых эффективных технологий добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов.

Согласно «Программе опытно-промышленных работ и внедрения новых технологий на предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2014-2015 годы» в 2014 году на Нивагальском, Северо-Покамасовском, Урьевском и Малоключевом месторождениях введены в эксплуатацию 18-ть горизонтальных скважин с разветвленными стволами (многоствольные скважины), что позволило увеличить дебит данных скважин.

В целях увеличения давления закачки в пласт, увеличения приемистости нагнетательных скважин и поддержания заданной компенсации отборов жидкости в 2014 году в системе поддержания пластового давления (ППД) на Урьевском и Нивагальском месторождениях впервые были внедрены двадцать три кустовые дожимые нососные установки, выполненные на основе стандартного электроцентробежного насоса.

Главным направлением работы предприятия на протяжении нескольких десятилетий оставалась добыча нефти и газа, а с 2004 года производственные мощности позволяют производить переработку попутного нефтяного газа — ТПП «Лангепаснефтегаз» было назначено оператором Локосовского ГПЗ (впоследствии — Управление по переработке попутного нефтяного газа). Для увеличения объемов переработки ПНГ построен товарный парк ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) с наливной эстакадой (объект возводился в рамках Программы НК «ЛУКОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» по утилизации попутного нефтяного газа). В результате реконструкции Локосовского ГПЗ объем приема газа в переработку доведен до 2,1 млрд. кубометров в год.

Коэффициент утилизации попутного нефтяного газа по результатам 2014 года составил 97,96%. Неоднократно газоперерабатывающий завод Управления по переработке попутного нефтяного газа ТПП «Лангепаснефтегаз» становился лучшим газоперерабатывающим предприятием округа в конкурсе «Черное золото Югры».

Значительное внимание предприятие уделяет охране окружающей среды. Начиная с 1995 года сдано после восстановления более 4 788 га земель, нарушенных в годы освоения региона. Не осталось на месторождениях шламовых амбаров прошлых лет, бурение в водоохранных зонах ведется безамбарным методом. Экологическая служба ТПП совместно со специалистами научных центров разработали уникальные технологии рекультивации нефтезагрязненных земель с помощью обработки почвы аборигенными микроорганизмами — деструкторами нефтепродуктов. С целью повышения надежности трубопроводов и предотвращения их порывов внедрены высокоэффективные технологии бесшовного соединения трубопроводов по технологии «Батлер».

С целью повышения качества антикоррозионной защиты внутренней поверхности трубопроводовс 2010 года внедрен метод порошкового антикоррозийного покрытия труб. ТПП «Лангепаснефтегаз» успешно решает вопросы раздельного сбора промышленных отходов с последующей передачей на утилизацию специализированным предприятиям.

В настоящее время идет успешная эксплуатация полигона по захоронению твердых бытовых и переработки производственных отходов, где работают установки по утилизации замазученного снега, промасленных отходов, нефтешлама, бурового шлама и отработанных автошин.

В 2007 году в конкурсе «Экологическая безопасность» среди предприятий Уральского федерального округа ТПП «Лангепаснефтегаз» занял 3-е место в номинации «Система экологического менеджмента на предприятии».

В 2011 году предприятие награждено дипломом за первое место смотра-конкурса «Охрана окружающей среды» среди организаций Группы «ЛУКОЙЛ», а также дипломом второй степени муниципального этапа окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и регулированиясоциально-трудовых отношений в номинации «Без травм и аварий».

В 2012 году ТПП стало лауреатом окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и удостоено «Сертификата доверия работодателю» Государственной инспекции трудав Ханты-Мансийском автономном округе — Югре.

Высокотехнологичное производство, обеспечение заданного уровня добычи нефти и газа, реализация мероприятий направленных на снижение себестоимости добычи, активная экологическая деятельность, политика социального партнерства с муниципалитетом — эти задачи всегда были и будут оставаться приоритетными для «Лангепаснефтегаза». Ведь от их выполнения зависит будущее Лангепасаи его жителей.

Http://studwood. ru/1306133/ekonomika/lukoyl_zapadnaya_sibir

Специализация: “Управление инвестициями и экономика строительства

“Разработка и принятия управленческих решений по снижению издержек предприятия”

Цель решения задачи: наличие постоянно функционирующего отдела обслуживания ГТЭС, обеспечивающей генерацию энергии на попутном нефтяном газе.

Объект, для которого решается задача: компания Лукойл – Западная Сибирь

Предмет работы –«дерева решений» в процессе выработки и принятия стратегических решений

Место задачи в системе управления организации: группа становится непосредственным звеном организации для решения задачи создания собственного источника генерации энергии на попутном нефтяном газе.

Особенности решения задачи: задача является вариантной оптимизационной, многокритериальная. Решается один раз, продукт решения (созданный отдел) сохраняется до окончания функционирования ГТЭС.

Методы решения задачи: выбранным метод является метод «Мозговой атаки». Его плюсы в максимальной включенности и вовлеченность участников во время самого процесса выработки группового решения;

Информационное обеспечение: информация для формирования отдела будет основана на требованиях к обслуживанию ГТЭС. Необходимые действия и нужные меры обслуживания и технического сопровождения ГТЭС берутся из документации сопровождающей станцию после сдачи её в эксплуатацию, а также рекомендации по уходу установщиков. Данная информация предоставляется директору по обслуживанию, он составляет по ней необходимые навыки и критерии. Дальше информация, переработанная в требования поступает в отдел кадров, который предоставляет кадры, подходящие под данные требования. Окончательное формирование отдела утверждает генеральный директор.

Временные ограничения: необходимо решить задачу ко времени установки ГТЭС, т. е. через месяц после принятия решения о вводе в работу организации газотурбинных электростанций.

Современная нефтяная компания – это высокие технологии на всех стадиях от разведки месторождений до транспортировки и переработки нефти плюс не менее сложная система управления и принятия решений. Масштаб этой деятельности – в прямом географическом смысле и в финансовом измерении – столь велик, что неизбежно воздействует на жизнь всей страны, а иногда и планеты. Требования и принципы устойчивого развития крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний стали сейчас актуальными для большинства стран мирового сообщества. Главный мотив деятельности любой фирмы в рыночных условиях – максимизация прибыли. Реальные возможности реализации этой стратегической цели во всех случаях ограничены издержками производства и спросом на выпускаемую продукцию. Поскольку издержки это основной ограничитель прибыли и одновременно главный фактор, влияющий на объем предложения, то принятие решений руководством фирмы должно быть направлено на их снижение. Если предприятие не уделяет должного внимания издержкам, они начинают вести себя непредсказуемо, вследствие чего величина прибыли закономерно уменьшается и зачастую становится отрицательной, т. е. деятельность начинает приносить убытки.

ЛУКОЙЛ является одной из крупнейших мировых вертикально-интегрированных компаний, занимающейся добычей и переработкой нефти и газа, производством нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. В основных сферах своей деятельности Компания занимает лидирующие позиции на российском и мировом рынках.

Ежедневно продукцию компании, энергию и тепло покупают миллионы потребителей в 30 странах мира, улучшая качество своей жизни.

Ежедневно более 150 000 человек объединяют свои усилия и талант, чтобы обеспечить Компании передовые позиции на рынке.

ЛУКОЙЛ считает своей целью создание новой стоимости, поддержание высокой прибыльности и стабильности своего бизнеса, обеспечение акционеров высоким доходом на инвестированный капитал путем повышения стоимости активов Компании и выплаты денежных дивидендов

Для достижения этих целей ЛУКОЙЛ будет использовать все доступные возможности, включая дальнейшие усилия по сокращению затрат, росту эффективности своих операций, улучшению качества производимой продукции и предоставляемых услуг, применению новых прогрессивных технологий.

Мы созданы, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека

Способствовать в регионах деятельности Компании долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов

Обеспечить стабильный и долгосрочный рост бизнеса, трансформировать ЛУКОЙЛ в лидирующую мировую энергетическую компанию. Быть надежным поставщиком углеводородных ресурсов на глобальном рынке энергопотребления

Основа любого добывающего предприятия — его сырьевая база. 3Р запасы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» превышают 16 млрд. барр. н. э. Предприятию принадлежат 89 лицензионных участков, в том числе 83 — на разведку и добычу углеводородов, 6 — на геологическое изучение недр. Суммарная площадь лицензионных участков — более 5,6 млн. гектаров. На этих участках расположено более 79 месторождений углеводородов, из них 27 находятся в разведке.

Пополнение ресурсной базы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ведется за счет открытия новых месторождений нефти и газа и новых продуктивных пластов на действующих месторождениях. В 2010–2011 гг. приобретены Новоортъягунский лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» и Северо-Егурьяхский-2 лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Лангепасефтегаз». В 2011 г. получены лицензии для геологического изучения недр в целях поисков и оценки углеводородного сырья в пределах Икилорского, Северо-Егурьяхского-1, Северо-Ватьеганского участков.

В 2010 году на месторождениях Общества проведена сейсморазведка 3D на территории 2115,35 км 2 , пробурено 30,515 тыс. метров горных пород. В результате изучения геологического строения открыто 15 новых залежей нефти. Оперативный прирост извлекаемых запасов нефти и газа за счет геологоразведочных работ составил более 22,566 млн. тут. Восполнение добычи углеводородов приростом запасов составило 42%.

В Ямало-Ненецком автономном округе расположено 9 лицензионных участков Общества и 11 месторождений углеводородов. За пять лет в результате геолого-разведочных работ осуществлен прирост извлекаемых запасов углеводородов в размере 115 млн. тонн условного топлива, добыто более 30 млрд. кубометров природного газа. На Гыданском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа в районе Большехетской впадины расположены 6 лицензионных участков. Находкинский промысел пущен в эксплуатацию в 2005 году, идет освоение Пякяхинского месторождения.

Программа геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на 2011–2013 годы предусматривает активную сейсморазведку, бурение поисковых и разведочных скважин на территории лицензионных участков. Новые возможности в решении этих задач открывает созданный в западносибирском холдинге Центр коллективного ситуационного анализа. Он оснащен комплексом программно-аппаратных средств, позволяющих видеть в двух – и трехмерных режимах геологические и гидродинамические модели месторождений и анализировать данные специалистам, находящимся в разных географических точках.

За счет планомерного развития технологий геологоразведки предприятие существенно повышает эффективность разработки запасов углеводородов.

Основные предприятия по добыче нефти сосредоточены в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре: ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз».

Благодаря активному внедрению новых технологий повышения нефтеотдачи пластов объем годовой добычи нефти увеличился на 11%. В 2010 году он составил более 46 миллионов тонн.

51% запасов в Западной Сибири находится в коллекторах с низкой проницаемостью, поэтому месторождения «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» стали экспериментальной площадкой для применения новых технологий бурения и повышения нефтеотдачи пластов. Совместно с компаниями «Schlumberger», «Trican Well Service», «Weatherford», «NSI Technologies» ведется бурение горизонтальных скважин, вторых стволов и многозабойных скважин, гидроразрывы пласта. В 2010 году начаты опытно-промышленные работы с применением метода бурения на депрессии, которые показали большую эффективность в увеличении нефтеотдачи пласта.

Для повышения извлекаемости нефти применяется более 20 видов технологий гидроразрыва пласта: глубокопроникающего, селективного ГРП с применением различных водоизолирующих композиций, технологии ГРП в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием. В 2010 году началось внедрение технологии азотно-пенного ГРП и интервального ГРП, результаты обеспечили увеличение дебитов в 1,5–2 раза больше, чем по стандартной технологии.

С целью обеспечения собственных нужд в бензине, дизельном топливе, керосине и других продуктах в составе ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Урайнефтегаз» действуют заводы по переработке нефти.

В ТПП «Когалымнефтегаз» в 1997 году построен малотоннажный модульный НПЗ мощностью 250 тыс. тонн в год. В 2005-м на заводе был введен в эксплуатацию второй пусковой комплекс гидроочистки и каталитического риформинга мощностью 126 тыс. тонн в год. Сегодня мощность Когалымского завода по нефтепереработке составляет 300 тыс. тонн в год. Выпускаемая продукция — автобензины Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, соответствующие ГОСТу Р 51866-2002, дизельное топливо ЕВРО по ГОСТу Р 52368-2005, топливо для реактивных двигателей марки ТС-1, битум дорожный марки БНД 90/130.

В ТПП «Урайнефтегаз» нефтеперерабатывающий завод мощностью 100 тыс. тонн в год построен в 1995-м. В том же году введена в эксплуатацию установка атмосферной перегонки нефти, и получена первая продукция зимнего и летнего дизельного топлива. В 1996-м была введена в эксплуатацию кислородазотдобывающая станция с целью обеспечения завода азотом. В 1997 году введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга. Сырьем служит нефть месторождений ТПП «Урайнефтегаз». Завод выпускает автобензины Нормаль-80 и Регуляр-92, соответствующие ГОСТу Р 51105-97, дизельное топливо ДТ (Л), (З)-0,2, соответствующие ГОСТу 305-82.

Продукты переработки двух заводов используются для собственных нужд предприятия. Продукция НПЗ неоднократно отмечалась наградами. Так, например, неэтилированные автомобильные бензины марки Регуляр-92 и Премиум-95 признаны «Лучшими товарами Югры».

В рамках выбранной темы курсового проекта необходимо решить следующие вопросы:

Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.

Http://poisk-ru. ru/s24473t8.html

Первое нефтяное месторождение в Западной Сибири было открыто в 1960 году, а уже в 1964 году в регионе началась промышленная добыча нефти. На сегодняшний день Западная Сибирь является крупнейшим регионом нефтедобычи в России. Большинство месторождений в регионе являются сверхкрупными и расположены вблизи друг от друга, что наряду с развитой транспортной инфраструктурой значительно снижает затраты на их разработку.

Компания ведет деятельность в Западной Сибири с момента своего основания в 1991 году, когда был создан государственный нефтяной концерн «ЛангепасУрай-Когалымнефть» на базе трех добывающих предприятий Западной Сибири. Западная Сибирь является основным регионом добычи нефти Компании (62,0% от добычи группы «ЛУКОЙЛ»), а также ее основной ресурсной базой (54,8% от доказанных запасов нефти группы «ЛУКОЙЛ»). На Западную Сибирь приходится около 40% проходки в разведочном бурении группы «ЛУКОЙЛ». Значительные объемы геологоразведочных работ в этом регионе обусловлены необходимостью воспроизводства его сырьевой базы. Несмотря на высокий уровень разведанности запасов в Западной Сибири, геологоразведочные работы в данном регионе отличаются высокой эффективностью и результативностью. Так, несмотря на высокую интенсивность отбора нефти на месторождениях Компании в Западной Сибири, доказанные запасы нефти в регионе выросли за последние пять лет на 4,2%. В связи с длительным периодом разработки месторождения Западной Сибири характеризуются высокой степенью выработки запасов. Поэтому в этом регионе активно используются методы повышения нефтеотдачи пластов: гидроразрыв пласта, бурение боковых стволов и горизонтальных скважин и др. При помощи многоуровневой системы мониторинга разработки месторождений с использованием геолого-технологических моделей ЛУКОЙЛ проводит непрерывную оптимизацию разработки месторождений. В Западной Сибири находятся тринадцать из двадцати крупнейших (с добычей 1 млн. т/год и более) нефтяных месторождений Компании в России. Месторождения Тевлинско-Русскинское и Вать-Еганское являются одними из крупнейших в России. Доказанные запасы нефти каждого из них превышают 1 млрд. барр.

Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 88 км к северу от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1971 году. Разработка месторождения началась в 1986 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 1 112 млн. барр. нефти. Тевлинско-Русскинское месторождение является крупнейшим месторождением группы «ЛУКОЙЛ» в России по объемам добычи. Так, в 2007 году на месторождении было добыто 9 486 тыс. т нефти, а накопленная добыча достигла 134,1 млн. т.

Вать-Еганское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30 км от г. Когалым и 140 км к северо-востоку от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1971 году. Разработка месторождения была начата в 1983 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2050 года. Вать-Еганское месторождение является крупнейшим месторождением группы «ЛУКОЙЛ» в России по доказанным запасам. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 1 419 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 8 086 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти превысила 160 млн. т.

Повховское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 170 км к северо-востоку от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1972 году. Разработка месторождения началась в 1978 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года.

Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 849 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 6 183 тыс.

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 165 км к северо-востоку от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1978 году. Разработка месторождения началась в 1982 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2038 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 756 млн. барр. нефти. В 2007 году было добыто 3 142 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти составила 124,3 млн. т.

Покачевское месторождение расположено в западной части Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к северо-востоку от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1970 году. Разработка месторождения началась в 1977 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2040 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 378 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 3 582 тыс. т нефти, накопленная добыча достигла 143,3 млн. т.

Когалымское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1972 году. Разработка месторождения началась в 1985 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 265 млн. барр. нефти. В 2007 году было добыто 2 793 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти достигла 28,8 млн. т.

Урьевское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 75 км к северо-западу от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1971 году. Разработка месторождения была начата в 1978 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года.

Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 328 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 2 227 тыс. т. нефти, а накопленная добыча нефти составила 80,8 млн. т.

Нонг-Еганское месторождение расположено в западной части Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа, в 100 км к северо-востоку от г. Сургут

(Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1974 году. Разработка месторождения началась в 1978 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 206 млн. барр. нефти. В 2007 году было добыто 1340 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти составила 31,6 млн. т.

Ключевое месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 126 км к северо-западу от г. Нижневартовск (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1983 году. Разработка месторождения началась в 1988 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 116 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 1 160 тыс. т нефти, накопленная добыча составила 21,2 млн. т.

Дружное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 127 км к северо-востоку от г. Сургут (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1981 году. Разработка месторождения началась в 1985 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2038 года.

Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 164 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 1 655 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти превысила 46 млн. т.

Нивагальское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 114 км к северо-западу от г. Нижневартовск (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1981 году. Разработка месторождения началась в 1985 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 346 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 1 330 тыс. т нефти, накопленная добыча составила 18,9 млн. т.

Средне-Хулымское месторождение расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Западная Сибирь). Месторождение было открыто в 1989 году. Разработка месторождения началась в 2001 году. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2024 года. Доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 48 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 969 тыс. т нефти, накопленная добыча нефти составила 4,4 млн. т.

Северо-Покачевское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 110 км к северо-западу от г. Нижневартовск (Западная Сибирь). Геологически месторождение состоит из двух частей – Северо-Покачевского и Юккунского лицензионных участков. Первый их них был открыт в 1980 году, второй – в 2001 году. Разработка участков началась в 1995 и 2004 годах соответственно. Срок действия лицензии на разработку месторождения – до 2013 и 2023 годов соответственно. Совокупные доказанные запасы месторождения по состоянию на конец 2007 года составляют 62 млн. барр. нефти. В 2007 году на месторождении было добыто 1 093 тыс. т нефти, накопленная добыча составила 3,6 млн. т.

Http://vuzlit. ru/993552/zapadnaya_sibir

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» добывает более 40% товарных углеводородов Группы «ЛУКОЙЛ». Предприятие образовано в 1995 году, является 100% дочерним обществом Компании.

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь работает на территории крупных северных энергетических регионов России: Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа и на полуострове Таймыр в Красноярском крае в пределах 106 лицензионных участков, суммарная площадь которых составляет 82 тыс. км2.

В состав ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» входят шесть территориально-производственных предприятий: «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», «Повхнефтегаз», «Покачевнефтегаз», «Ямалнефтегаз», представительство в г. Тюмени, управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудованием. На предприятии работают более 10 тыс. сотрудников.

Основной задачей предприятия является реализация масштабных нефтегазодобывающих проектов с использованием инновационных технологий и современного оборудования, наращивание ресурсной базы, сохранение благоприятной окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, укрепление экономической стабильности и развитие социальной инфраструктуры в регионах деятельности.

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь подтверждает высокие стандарты качества работы победами в российских, региональных, отраслевых и внутрикорпоративных конкурсах. Предприятие неоднократно признавали самым динамично развивающимся в регионе, лидером бизнеса, компанией года. В копилке — награды за сотрудничество с коренным населением, эффективную социальную и кадровую политику.

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», объединившее предприятия «Когалымнефтегаз», «Лангепаснефтегаз» и «Урайнефтегаз», создано в ноябре 1995 года. Исторические корни ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь уходят в 60-е годы двадцатого столетия. Все началось с Шаима в 1964 году. Буровикам и геофизикам приходилось трудиться при сильных морозах и шквалистых северных ветрах. Итогом титанических усилий стала первая нефть Западной Сибири из скважины №6 Трехозерного (Шаимского) месторождения, расположенного недалеко от города Урай.

Западносибирская нефть — особенная. Кроме цепочек углеводородов в ней присутствуют и другие составляющие: запах костров, у которых грелись геологи, бессонные ночи первопроходцев, обустраивавших месторождения углеводородов — Ватьеганское, Урьевское, Покачевское, Повховское и многие другие. До официальной даты создания ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь в регионе были распечатаны десятки кладовых с «черным золотом» Югры. Почти в каждом таком открытии участвовали нефтяники Компании «ЛУКОЙЛ».

На базе предприятий «Когалымнефтегаз», «Лангепаснефтегаз» и «Урайнефтегаз» создано ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Введены в эксплуатацию Мансингьянское, Кечимовское и Северо-Покачевское месторождения.

На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» начали применять физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

На Тевлинско-Русскинском промысле пробурена первая скважина с горизонтальным окончанием.

Введена в эксплуатацию первая очередь Урайского нефтеперерабатывающего завода.

Введены в эксплуатацию Северо-Кочевское, Южно-Выинтойское и Сыморьяхское месторождения.

Cоздано территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз».

Запущена вторая очередь Урайского нефтеперерабатывающего завода.

Заключен первый коллективный договор между администрацией и профсоюзным комитетом ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Образовано территориально-производственное предприятие «Покачевнефтегаз».

Открыт Когалымский центр по исследованию керна и пластовых флюидов.

Начало реализации масштабной газовой программы: на территориально-производственном предприятии (ТПП) «Урайнефтегаз» введена в эксплуатацию первая компрессорная станция.

Прошла первая научно-практическая конференция молодых специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Предприятия «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» добыли первый миллиард тонн нефти.

Начато освоение нефтегазовых месторождений Большехетской впадины Ямало-Ненецкого автономного округа.

Школьникам Когалыма, Лангепаса, Урая и Покачей вручены первые именные премии ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Образовано пятое территориально-производственное предприятие — «Ямалнефтегаз».

На Находкинском месторождении в ЯНАО пробурена первая газовая скважина.

Завершено строительство уникального газопровода Находка — Ямбург.

Введено в эксплуатацию первое газовое месторождение ЛУКОЙЛ на Ямале — Находкинское.

Запущена в эксплуатацию вторая очередь Когалымского нефтеперерабатывающего завода.

В Западной Сибири прошел Международный круглый стол «Достойный труд — безопасный труд».

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» получило право на пользование недрами Урабор-Яхинского, Ванско-Намысского, Северо-Губкинского и Присклонового месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе.

На Ватьеганском месторождении введена в эксплуатацию первая газотурбинная электростанция ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Началось эксплуатационное бурение на Пякяхинском нефтегазоконденсатном месторождении в ЯНАО.

Введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция на Тевлинско-Русскинском месторождении.

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь презентовал опыт социального сотрудничества итальянским партнерам.

Началось строительство головной компрессорной станции на Находкинском месторождении.

Пробурена первая сверхглубокая поисково-оценочная скважина на Пякяхинском месторождении.

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь вышла на 95%-ый уровень утилизации попутного нефтяного газа.

Западносибирские нефтяники получили лицензию на разработку участка недр федерального значения в Югре, включающего Имилорское, Западно-Имилорское и Источное месторождения.

Введены в эксплуатацию газотурбинные электростанции мощностью 48 МВт на Покачевском и Повховском месторождениях.

Запущена головная компрессорная станция на Находкинском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе.

На Покачевском месторождении пробурена первая многозабойная скважина с пятью горизонтальными окончаниями.

Завершено строительство дожимной компрессорной станции на Находкинском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе.

Уровень полезного использования попутного нефтяного газа по месторождениям ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь составил 97%.

Введено в промышленную эксплуатацию Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе.

В Югре введены в эксплуатацию Западно-Новомостовское и Новоортьягунское нефтяные месторождения.

Ресурсную базу ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» пополнили три лицензионных участка — Восточно-Тугровский, Южно-Холмогорский, Щучий.

Нефтяники приступили к обустройству места строительства первой поисково-оценочной скважины на Восточно-Таймырском лицензионном участке в Красноярском крае.

Http://vahtovik-servis. ru/ooo-lukojl-zapadnaya-sibir/

«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — дочерняя компания ОАО «ЛУКОЙЛ» — одно из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний, обеспечивающее 2,1% мировой добычи нефти. Доказанные запасы углеводородов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2013 года составляют 17,4 млрд барр. н. э. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов группы «ЛУКОЙЛ» по состоянию на конец 2013 года составляет 77,2 млн т/год. Сегодня «ЛУКОЙЛ» выпускает широкий ассортимент высококачественных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 27 странах мира.

Стиль нашей работы это индивидуальный подход к каждому клиенту, соблюдение интересов заказчика, своевременное выполнение взятых на себя обязательств.

Наша цель – это доверительные, долгосрочные и взаимовыгодные отношения.

Акционерная компания «Востокнефтезаводмонтаж» вышла на верхнюю строчку в рейтинге N-G-K среди нефтегазостроительных компаний России. По результатам опроса крупнейших нефтегазовых компаний — потребителей услуг строителей, ОАО «АК ВНЗМ» с результатом 4,2 балла.

ОАО «АК ВНЗМ» вновь вошло в число победителей XVII Всероссийского конкурса «100 лучших товаров России» в области качества, став лауреатом в номинации «Товары производственного назначения» (Резервуары (емкости) вертикальные и горизонтальные для хранения жидких продуктов).

ОСП «УЗМК ВНЗМ» является «ветераном» в области изготовления металлоконструкций и резервуаростроения в России.

Монтажное управление “Прокатмонтаж” было создано в 1949 году в составе Треста “Союзпрокатмонтаж”. Основной его задачей было – монтаж прокатных станов промышленных предприятий Урала в послевоенное время. Сегодня, спустя шесть десятков лет, за плечами магнитогорских строителей и монтажников более трехсот построенных объектов, обширная география работ как в России, так и за рубежом, сложившаяся история предприятия.

Самый крупный и глубоководный порт на Балтике, включая страны Балтии и Финляндию.

По удобству для болельщиков и, что особенно важно, для игроков, «Уфа-Арену» можно сравнить с лучшими ледовыми площадками мира.

Лидер по количеству продовольственных магазинов и территории их размещения в России. Зона покрытия сети занимает огромную территорию, которая растянулась с запада на восток от Пскова до Нижневартовска, а с севера на юг от Архангельска до Владикавказа.

Глобальная энергетическая компания. Основные направления деятельности — геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа, газового конденсата и нефти, реализация газа в качестве моторного топлива, а также производство и сбыт тепло – и электроэнергии.

Дочерняя компания ОАО «ЛУКОЙЛ» — одно из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний, обеспечивающее 2,1% мировой добычи нефти.

Дочернее предприятие ОАО «Новатэк» одной из крупнейших газовых компаний в нефтяной и газовой отрасли Росcийской Федерации, занимающейся разведкой и добычей природного газа и газового конденсата.

Один из ведущих производителей нефтепродуктов в России, являющийся лидером по показателю глубины переработки нефти.

Один из ведущих производителей нефтепродуктов в России, являющийся лидером по показателю глубины переработки нефти.

Одно из самых современных предприятий нефтеперерабатывающей отрасли России

Входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов ОАО «НК «Роснефть», отличается среди них самой высокой глубиной переработки нефти.

Дочернее предприятие ОАО «НК «Роснефть», лидера российской нефтяной отрасли и одной из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира.

Одно из ключевых направлений деятельности предприятия — производство цемента, осуществляемое по сухому способу на базе новейшей технологии.

Завод универсального топливно-сырьевого направления, интегрированный в нефтехимическое производство, и занимает 14-е место среди 28 родственных предприятий отрасли по объему переработки нефти.

Вертикально-интегрированная нефтехимическая корпорация, занимающаяся разведкой, добычей, транспортировкой, поставкой и переработкой нефти и газа, а также производством и продажей химической и нефтехимической продукции.

Один из ведущих научно-исследовательских институтов офтальмологического профиля в России, имеющий более чем вековую историю.

Создан в соответствии с Указом Президента Республики Башкортостан.

Http://uzmk-vnzm. ru/experience/projects/1710/

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» провело масштабную реконструкцию когалымского НПЗ. Модернизация проводится в целях повышения экологических показателей – выпуска топлива более высокого класса — на это последние два года нацелены усилия всех российских производителей бензина и дизельного топлива.

Малотоннажный завод проектной мощностью переработки сырья до 350 тысяч тонн в год построен в 1997 году на месторождении Дружное предприятия “Когалымнефтегаз”. Нефть, добываемая на промыслах этого ТПП, и служит сырьём для производства продукции НПЗ. В 2005-м здесь был введён в эксплуатацию второй пусковой комплекс гидроочистки и каталитического риформинга, и стали выпускаться автобензины Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95, дизельное топливо, авиакеросин.

После окончательного завершения реконструкции вся выпускаемая продукция Когалымским НПЗ будет самого высокого класса, что соответствует требованиям Технического регламента Таможенного Союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту».

«Производство наше малотоннажное, но высокоэффективное, — говорит директор НПЗ Алексей Куклин. — По качеству продукции можем поспорить со многими крупными нефтеперерабатывающими комплексами страны».

Многое из оборудования, установленного сейчас на НПЗ, прежде нигде не эксплуатировалось, создавалось, можно сказать, под заказ. Перечислить всё, что “родилось” на территории завода в ходе колоссальной стройки, просто невозможно. Только площадь после реконструкции НПЗ выросла более чем на 5000 квадратных метров.

Самый главный объект — установка изомеризации бензиновой фракции. Это огромное количество металлоконструкций, соединённых трубопроводами самого разного назначения. Технологически совершенная система многоступенчатой подготовки углеводородов предполагает гидроочистку, разделение на лёгкие, средние и тяжёлые фракции. А нужно всё это для повышения октанового числа прямогонной фракции НК-70º, которая смешивается с катализатом для снижения ароматических углеводородов в бензине.

Ещё один крайне важный пункт масштабных работ — установка дополнительного реактора на комбинированной установке гидроочистки и каталитического риформинга.

«Благодаря реконструкции удалось добиться уменьшения объёмной скорости сырья в реакторах гидроочистки широкой фракции углеводородов на существующей комбинированной установке гидроочистки и каталитического риформинга ГКР-126/33 с целью получения дизельного топлива с содержанием серы менее 10 ppm масс», — сказал главный инженер НПЗ Руслан Гибадуллин.

Сейчас на объекте — завершающий этап пусконаладки, начались испытания оборудования под нагрузкой, ведётся благоустройство территории. Одновременно с работами на площадке идёт наладка автоматизированной системы управления — это своего рода мозговой центр установки, который будет управлять всеми процессами.

«Проверяем входные-выходные каналы системы, правильность подключения датчиков, корректность работы исполнительных устройств, сверяем наши алгоритмы с проектом, проверяем все контуры защиты», — говорит ведущий инженер отдела системной интеграции Денис Тулупцев.

Отметим, несмотря на реконструкцию, завод всё это время продолжал выпускать продукцию, которая реализуется на АЗС общества «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт», а топливо для реактивных двигателей используется для заправки авиационных судов Когалымского и Сургутского аэропортов (общество «ЛУКОЙЛ-АЭРО-СУРГУТ»). Часть топлива уходит на нужды цеховых подразделений ТПП “Когалымнефтегаз”, а также направляется представителям коренных малочисленных народов Севера в рамках соглашений с главами территорий традиционного природопользования.

В этом году и на втором нефтеперерабатывающем заводе общества “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” – Урайском, произошло знаковое событие. С 20 июня он стал выпускать топливо с приставкой ЭКТО. Таким образом, западносибирский холдинг “ЛУКОЙЛа” перешёл на выпуск продукции самого высокого экологического стандарта.

Напомним, ЛУКОЙЛ и другие крупные нефтяные компании еще в 2011 году вместе с ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом подписали соглашения о строительстве и реконструкции нефтеперерабатывающих мощностей с целью выпуска моторного топлива высокого экологического класса. Соглашения между регуляторами и нефтяными компаниями получили название четырёхсторонних. Весной текущего года глава компании Вагит Алекперов на встрече с председателем правительства РФ Дмитрием Медведевым сообщил, что в середине года нефтяная компания полностью завершит программу модернизации НПЗ.

Http://bbgl. ru/news/8504

ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” – самое крупное дочернее предприятие нефтяной компании “ЛУКОЙЛ” и одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий, ведущее свою производственную деятельность на территориях Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

Юридический адрес (место нахождения): 628186, Российская Федерация, Ханты-Мансийский автономный округ, город Когалым, улица Прибалтийская, дом 20.

ООО «Лукойл – Западная Сибирь» осуществляет добычу нефти и газа, подготовку и переработку нефти, разработку и обустройство месторождений нефти и газа. Эксплуатация нефтегазового месторождения сопровождается комплексным воздействием технических сооружений и технологических процессов на природную среду.

Основной целью ООО «Лукойл – Западная Сибирь», как коммерческой организации, является получение прибыли.

Основные виды деятельности предприятия ООО «Лукойл – Западная Сибирь»:

-добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);

-ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;

-производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;

-производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;

-перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;

-производство, ремонт и прокат оборудования на региональном и межрегиональном уровнях;

-инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;

-управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;

-выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;

-ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;

-выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;

-организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;

-изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;

-ведение образовательной деятельности в сфере подготовки, переподготовки, обучения рабочих вторым профессиям и повышение квалификации рабочих и специалистов, задействованных на производстве;

-организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок – продаж, аукционов;

-посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности:

-внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;

-благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;

-защита государственной тайны в соответствии с Законами Российской Федерации и иными нормативными актами;

-обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита государственной и коммерческой тайны;

-осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.

Под организационной структурой предприятия понимаются состав, соподчиненность, взаимодействие и распределение работ по подразделениям и органам управления, между которыми устанавливаются определенные отношения по поводу реализации властных полномочий, потоков команд и информации, на данном предприятии используется функциональный тип организационной структуры (рис. 1).

Для обеспечения деятельности Общества создаются органы управления и контроля. Органы управления: общее собрание акционеров; совет директоров. Исполнительные органы: Генеральный директор и Правление. Органом контроля является Ревизионная комиссия.

Высшим органом управления Общества является общее собрание акционеров. Общество обязано ежегодно проводить общее собрание акционеров. Годовое (очередное) общее собрание акционеров проводится не ранее чем через 3 месяца и не позднее 6 месяцев после окончания финансового года. На годовом общем собрании акционеров решается вопрос об избрании Совета директоров Общества, Ревизионной комиссии Общества, об утверждении аудитора Общества, рассматривается представляемый Советом директоров Общества годовой отчет Общества и иные документы, то есть утверждение годовых отчетов, бухгалтерских балансов, счета прибылей и убытков Общества, распределение его прибылей и убытков.

Совет директоров Общества осуществляет общее руководство деятельностью Общества. Совет директоров Общества не вправе принимать решения по вопросам, отнесенным к компетенции общего совета директоров.

Руководство текущей деятельностью Общества осуществляется единоличным исполнительным органом Общества – Генеральным директором и коллегиальным исполнительным органом общества – Правлением. Генеральный директор Общества осуществляет функции Председателя Правления.

Общество рассматривает разработку и добычу нефти как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ.

Таблица 1 – Анализ объемов добычи нефти по объектам ООО «Лукойл – Западная Сибирь».

Http://studbooks. net/1479985/menedzhment/analiz_deyatelnosti_lukoyl_zapadnaya_sibir

628486, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20

ПAO « ЛУКОЙЛ» сегодня опубликовало аудированную консолидированную финансовую отчетность за 2017 год, подготовленную в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности ( МСФО).

Пресс-служба ПАО « ЛУКОЙЛ» сообщает о назначении Александра Голованева генеральным директором ООО « ЛУКОЙЛ-Коми» ( 100-% дочернее предприятие ПАО « ЛУКОЙЛ»). До вступления в новую должность он работал первым заместителем генерального директора — главным инженером ООО « ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ( 100-% дочернее предприятие ПАО « ЛУКОЙЛ»).

Программный комплекс для учета энергоресурсов « Энергосфера 8», разработанный инженерами компании « Прософт-Системы», получил новые возможности для эффективной работы с данными информационно-измерительной системы. С появлением приложения « Энергосфера Абонент» пользователи web-кабинета могут оперативно выполнить сверку показаний и проанализировать потребление не только со стационарных рабочих мест, но с мобильных устройств — планшетов и смартфонов.

В четвертом квартале 2017 года среднесуточная добыча углеводородов Группой « ЛУКОЙЛ» без учета проекта Западная Курна-2 составила 2 284 тыс. барр. н. э./сут, увеличившись на 2,9% по сравнению с третьим кварталом 2017 года. Рост добычи связан с развитием газовых проектов.

ПАО « ЛУКОЙЛ» сегодня опубликовало сокращенную промежуточную консолидированную финансовую отчетность за три и девять месяцев, закончившихся 30 сентября 2017 года, подготовленную в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности ( МСФО).

Автоматизированная система постоянно действующего аудита, внедряемая на предприятии, является уникальной разработкой НПО « МИР». Система позволит значительно сократить затраты на энергоснабжение предприятия за счет выявления и контроля источников потерь.

За девять месяцев 2017 года среднесуточная добыча углеводородов Группой « ЛУКОЙЛ» без учета проекта Западная Курна-2 выросла на 2,3% по сравнению с аналогичным периодом 2016 года, до 2 218 тыс. барр. н. э./сут. Рост добычи связан с развитием газовых проектов. В третьем квартале 2017 года среднесуточная добыча составила 2 219 тыс. барр. н. э./сут, практически не изменившись по сравнению со вторым кварталом 2017 года.

ПАО « ЛУКОЙЛ» сегодня опубликовало сокращенную промежуточную консолидированную финансовую отчетность за три и шесть месяцев, закончившихся 30 июня 2017 года, подготовленную в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности ( МСФО).

« Лукойл» в первом полугодии 2017 года увеличил добычу углеводородов на 1,5% – до 2,217 млн баррелей нефтяного эквивалента ( н. э.) в сутки. Добыча нефти снизилась на 6,8% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года — до 43,59 млн тонн, говорится в сообщении компании.

В первом полугодии 2017 года среднесуточная добыча углеводородов Группой « ЛУКОЙЛ» без учета проекта Западная Курна-2 выросла на 1,5% по сравнению с аналогичным периодом 2016 года, до 2 217 тыс. барр. н. э./сут. Во втором квартале 2017 года среднесуточная добыча составила 2 222 тыс. барр. н. э./сут, увеличившись на 0,4% по сравнению с первым кварталом 2017 года. Рост добычи связан с развитием газовых проектов.

Пякяхинское месторождение

Накопленная добыча нефти ПАО « ЛУКОЙЛ» на Пякяхинском нефтегазоконденсатном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе превысила 1 млн тонн с момента запуска в промышленную эксплуатацию в октябре 2016 года. Накопленная добыча газа превысила 1,3 млрд куб. м.

В эксплуатации находятся 57 нефтяных и 25 газовых скважин. Среднесуточный дебит одной нефтяной скважины составляет более 70 тонн, газовой — более 300 тыс. куб. м. Текущая суточная добыча на месторождении превышает 4 тыс. т нефти и газового конденсата и 9 млн куб. м газа.

Http://energybase. ru/upstream/lukoil-zs

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>Глава I. Сущность, структура и состав основных фондов предприятия 4

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>1.1.Понятие и классификация основных фондов 4

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>Глава II. Экономическая характеристика предприятия ОАО «Лукойл – Западная Сибирь» 18

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>2.1.Экономическая характеристика предприятия ОАО «Лукойл – Западная Сибирь» 18

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>2.2. Анализ использования основных фондов ООО «Лукойл – Западная Сибирь» 21

” xml:lang=”-none-” lang=”-none-“>Глава III. Пути улучшения использования основных фондов 30

“>Актуальность изучения основных фондов предопределена и тем, что в условиях рыночных отношений на первый план выдвигаются такие вопросы, как технический уровень, качество, надежность продукции, что целиком зависит от качественного состояния основных фондов предприятия и их эффективного использования, потому как улучшение качеств средств труда обеспечивает основную часть роста эффективности всего производственного процесса.

“>Целью данной работы является изучение основных фондов предприятия и нахождение путей улучшения их использования. В рамках поставленной цели в курсовой работе решаются следующие задачи:

“>- сущность, состав и структура основных производственных фондов предприятия;

“>- технико-экономическая характеристика ООО “Лукойл – Западная Сибирь”, структура его основных фондов и динамика ее изменения;

“>- система показателей и важнейшие пути улучшения использования основных производственных фондов.

“>Объектом исследования данной курсовой работы является общество с ограниченной ответственностью «Лукойл – Западная Сибирь. Основными видами деятельности предприятия является добыча нефти и газа, подготовка и переработка нефти, разработка и обустройство месторождений нефти и газа.

“>Предметом исследования данной работы являются основные экономико-управленческие отношения по управлению производственными фондами предприятия.

“>Исследование выбранной темы – «Основные фонды предприятия» осуществлялось при помощи следующих методов:

“>- системный метод – анализ экономической системы предприятия, как единого целого и выявление в ней роли и места основных фондов;

“>- структурно-функциональный метод – определение роли основных фондов в деятельности предприятия и их значение;

“>- аналитический метод – проведение анализа состояния основных фондов предприятия (формирование, наличие и использование);

“>Курсовая работа состоит из введения, основной части, заключения и списка использованной литературы.

“>Основные фонды (в стоимостной оценке основные средства, основной капитал) представляют собой совокупность материально-вещественных ценностей, используемых в качестве средств труда, которые длительное время неоднократно или постоянно в неизменной натуральной форме используются в экономике, постепенно перенося свою стоимость на создаваемые продукты и услуги. В практике учета и статистики к основным фондам относят объекты со сроком службы не менее года и стоимостью выше определенной величины, устанавливаемой в зависимости от динамики цен на продукцию фондообразующих отраслей. С 1 января 1997 г. к основным средствам относились предметы стоимостью не менее 100-кратного установленного законодательством РФ минимального размера оплаты труда, независимо от срока их службы.

“>Основные фонды (в стоимостной оценке основные средства, основной капитал) – это материально-вещественные ценности, используемые в качестве средств труда, которые действуют в неизменной натуральной форме в течение длительного периода времени и утрачивают свою стоимость по частям.

“>По назначению и сфере применения основные фонды подразделяются на :

“>1) производственные основные фонды основной деятельности, которые функционируют в процессе производства, постоянно участвуют в нем, изнашиваются постепенно, перенося свою стоимость на готовый продукт. Пополняются они за счет капитальных вложений,

“>2) непроизводственные основные фонды, которые предназначены для обслуживания процесса производства, и поэтому в нем непосредственно не участвуют, и не переносят своей стоимости на продукт, потому что он не производится. Воспроизводятся они за счет национального дохода.

“>Несмотря на то, что непроизводственные основные фонды не оказывают какого – либо непосредственного влияния на объем производства, рост производительности труда, постоянное увеличение этих фондов связано с улучшением благосостояния работников предприятия, повышением материального и культурного уровня их жизни, что в конечном счете сказывается на результате деятельности предприятия.

“>Основные непроизводственные фонды— это объекты предприятия к которым относятся такие объекты непроизводственного назначения (жилые дома, детские сады и ясли, школы, больницы и другие объекты здравоохранения и культурно-бытового назначе­ния), которые находятся в ведении промышленных предприятий (они не непосредственно, а косвенно влияют на процесс производ­ства).

“>Основные производственные фонды— совокупность средств труда, функционирующих в сфере материального производства в неизменной натуральной форме в течение длительного времени и переносящих свою стоимость на вновь созданный продукт по частям, по мере снашивания за ряд кругооборотов.

“>Согласно существующей классификации основные фонды промышленности по своему составу в зависимости от целевого назначения и выполняемых функций подразделяются на следующие виды:

“>1) здания. К этой группе относятся здания основ­ных, вспомогательных и обслуживающих цехов, а также административные здания предприятий.

“>2) сооружения. Сюда входят подземные и открытые горные выработки, нефтяные и газовые скважины, гидро­технические и другие сооружения.

“>3) передаточные устройства. Это устройства, с по­мощью которых происходит передача, например, элек­трической или другой энергии к местам ее потребления.

“>4) машины и оборудование. Это устройства, с по­мощью которых происходит передача, например, элек­трической или другой энергии к местам ее потребления.

“>5) транспортные средства. В их состав входят все виды транспортных средств, в том числе: внутрицеховой, межцеховой и межзаводской транспорт, речной и мор­ской флот рыбной промышленности, трубопроводный магистральный транспорт и т. д.

“>6) иинструменты, производственный и хозяйственный инвентарь и прочие основные фонды. Сюда относятся инструменты режущие, давящие, ударные и др.; ин­вентарь производственного и хозяйственного назначения, способствующий облегчению и созданию нормальных условий труда (оборудование контор, верстаки, контей­неры, инвентарная тара, предметы противопожарного назначения и др.)

“>По степени участия в процессе производства основные производственные фонды делятся на :

“>активные – оказывают прямое воздействие на изменение формы и свойств предметов труда, к ним относят: машины, оборудование, транспортные средства, приборы, инвентарь и др. “>пассивные – здания, сооружения, инвентарь, обеспечивающие нормальное функционирование активных элементов основных фондов.

“>Основные фонды характеризуются также удельным весом стоимости основных фондов (оборудования) различных возрастных групп в общей стоимости фондов. Для анализа возрастной структуры оборудования обычно используют группировку основных фондов на следующие возрастные группы: до 5 лет, от 5 до 10 лет, от 10 до 15 лет, от 15 до 20 лет и свыше 20 лет.

“>По степени использования основные средства подразделяются на находящиеся:

“>в эксплуатации; “>в запасе (резерве); “>в стадии достройки, дооборудования, реконструкции и частичной “>ликвидации; “>на консервации;

“>Состав и структура основных фондов зависят от особенностей специализации отрасли, технологии и организации производства, технической оснащенности. Структура основных фондов может быть различна по отраслям промышленности и внутри отдельной отрасли в связи с теми же причинами.

“>На структуру основных фондов предприятий влияет серийность производства продукции. На предприятиях какой-либо отрасли с преобладанием индивидуальной и мелкосерийной продукции доля машин и оборудования в стоимости основных фондов снижается, а на предприятиях той же отрасли, выпускающих преимущественно средне – и крупносерийные изделия, эта доля повышается. Наряду с этим экономическая практика показывает, что повышение доли активной части основных фондов всего на 1 % при соответствующих условиях будет способствовать росту фондоотдачи на 0,3-0,35 %, а это позволит увеличить выпуск продукции и снизить ее себестоимость.

“>Чем выше доля активной части основных производственных фондов, тем при прочих равных условиях больше выпуск продукции и выше показатель фондоотдачи, поэтому улучшение структуры основных фондов рассматривается как условие роста производства, снижение себестоимости продукции и увеличение денежных капиталовложений предприятия.

“>2. Совершенствование структуры оборудования за счет увеличения доли прогрессивных станков и машин;

“>3. Лучшее использование зданий и сооружений, установка дополнительного оборудования на свободных площадях;

“>Для эффективного управления основными фондами большое значение имеет их обоснованная оценка. В практике учета и анализа основных фондов используют натуральную и денежную формы. При оценке основных фондов в натуральной форме устанавливаются число машин, их производительность, мощность, размер производственных площадей и другие количественные величины. Эти данные используют для расчета производственной мощности предприятия и отраслей, планирования производственной программы, резервов повышения выработки на оборудовании, составления баланса оборудования. С этой целью ведутся инвентаризация и паспортизация оборудования, учет его выбытия и прибытия.

“>Денежная, или стоимостная, оценка основных фондов необходима для планирования расширенного воспроизводства основных фондов, определения степени износа и размера амортизационных отчислений.

“>Существует несколько видов оценок основных фондов, связанных с длительным участием их и постепенным изнашиванием в процессе производства и изменением за этот период условий воспроизводства, — по первоначальной, восстановительной и остаточной стоимости.

“>Первоначальная стоимость основных производственных фондов — это сумма затрат на изготовление или приобретение фондов, их доставку и монтаж. Она применяется для определения нормы амортизации и размеров амортизационных отчислений, прибыли и рентабельности активов предприятия, показателей их использования.

“>Таким образом, мы рассмотрели понятие, сущность основных фондов. Основные фонды представляют специфическую экономическую категорию, связанную с формированием материальных фондов общества и их использованием в различных отраслях народного хозяйства для производства валового внутреннего продукта и удовлетворения культурно-бытовых потребностей населения. А также дали подробную классификацию основных фондов.

“>Износ основных фондов определяется и учитывается по зданиям и сооружениям, передаточным устройствам, машинам и оборудованию, транспортным средствам, производственному и хозяйственному инвентарю, рабочему скоту, многолетним насаждениям, достигшим эксплуатационного возраста, нематериальным активам.

“>Износ основных фондов — частичная или полная потеря потребительской стоимости и стоимости основных фондов как в процессе эксплуатации, так и при их бездействии.

“>Существует несколько видов износа основных фондов: физический, моральный, социальный, экологический, частичный и полный износ.

“>Физический износ основных фондов предприятия наступает, как в результате их использования в процессе производства, так и в период их бездействия. Бездействующие фонды изнашиваются, если подвергаются воздействию естественных процессов, причем в результате такого износа обществу наносятся большие убытки. Что касается действующих фондов предприятий, то их физический износ зависит от ряда факторов.

“>1) от качества основных фондов (материалов, из которых они изготовлены, от технического совершенства конструк­ций, от качества постройки и монтажа)

“>2) от степени на­грузки (количество смен и часов работы в сутки, про­должительность работы в году, интенсивность исполь­зования в каждую единицу рабочего времени)

“>3) от особенностей технологического процесса и степени за­щиты основных фондов

“>4) от влияния внешних условий, в том числе агрессивных сред (температура, влажность и др.)

“>5) от качества ухода (своевременность чистки, смазки покраски, регулярность и качество ремонта)

“>Физический износ может быть частично возмещен за счет ремонта, реконструкции и модернизации.

“>Физический износ по сроку службы можно применить ко всем видам основных фондов. Коэффициент физического износа по сроку службы определяется по формуле:

“>Находящиеся на предприятиях основные фонды подвергаются и моральному износу, который имеет две формы. Первая форма морального износа заключается в том, что с внедрением новых машин, с совершенствованием техники, технологии стоимость машин и оборудования неуклонно снижается. То же относится и к зданиям, стоимость которых в результате индустриализации строительства снижается. Следовательно, эта форма морального износа выражает уменьшение стоимости машин или оборудования вследствие удешевления их воспроизводства, в соответствии с этим пересматриваются и цены на них.

“>Вторая форма морального износа имеет место в том случае, когда изменяются конструкция и эксплуатационные показатели новых машин. Их применение позволяет увеличить объем производства, повысить производительность труда, уменьшить расход эксплуатационных материалов (горючее, электроэнергия, смазочные материалы), а в некоторых случаях и основных материалов, снизить затраты на производство единицы продукции и обеспечить более высокое качество обработки. Таким образом, эта форма износа имеет место тогда, когда машина технически устарела и заменяется более совершенной.

“>Социальный износ основных фондов – это потеря стоимости в результате того, что новые основные средства обеспечивают более высокий уровень социальных требований (комфортность, безопасность, эргономичность).

“>Экологический износ основных фондов – это потеря стоимости в результате ужесточения стандартов в области охраны окружающей среды.

“>Кроме этого, можно выделить частичный и полный износ основных фондов. Частичный износ наступает вследствие неравномерного износа отдельных элементов основных фондов и возмещается путем ремонта. Полный износ соответствует полному обесцениванию основных фондов, когда их дальнейшее использование убыточно или невозможно. В этом случае целесообразно основные фонды ликвидировать и заменять новыми, более современными. Амортизация— это процесс постепенного перенесения стоимости основных фондов на производимую продукцию в целях накопления средств для последующего воспроизводства основных фондов.

“>По экономической сущности амортизация — это денежное выражение части стоимости основных фондов, перенесенных средств на вновь созданный продукт.

“>1) позволяет определить совокупные общественные издержки производства. В этой роли амортизация необходима для исчисления объема и динамики националь­ного дохода в стране;

“>2) характеризует в обобщенной форме степень из­носа основных фондов, что необходимо для планирования процесса их воспроизводства;

“>3) создает денежный фонд для замены износившихся средств труда и их капитального ремонта.

“>Норма амортизации представляет отношение годовой суммы амортизации к первоначальной стоимости какого-либо средства труда, выраженное в процентах и считается по формуле:

“>Начисление амортизации может производиться одним из четырех методов, при этом годовая сумма амортизационных отчислений (Аг.) определяется при каждом методе по-разному:

“>1) линейный метод (способ равномерного, пропорционального списания стоимости фондов) – сумма амортизационных отчислений определяется исходя из первоначальной стоимости объекта основных фондов и нормой амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта

“>2) способ уменьшения остатка – сумма амортизационных отчислений определяется, исходя из остаточной стоимости объекта основных средств на начало года, нормы амортизации, определенной на основе срока полезного использования и коэффициента ускорения (утверждается Законодательством РФ)

“>3) способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования (куммулятивный способ) сумма амортизационных отчислений определяется, исходя из первоначальной стоимости и соотношения n/S

“>n – число лет до окончания нормативного срока эксплуатации объекта;

“>4) способ списания стоимости пропорционально объему продукции (работ).

“>Qпл – плановый объем продукции за весь срок полезного использования

“>Амортизационные отчисления производятся ежемесячно в размере 1/12 суммы годовой амортизации, независимо от способа начисления амортизации.

“>Итак, амортизация – это плановое погашение стоимости основных фондов (по мере их износа) путем ее перенесения на изготовляемую продукцию, выполняемые работы, оказываемые услуги. Она характеризует в обобщенной форме степень износа основных фондов, что необходимо для планирования процесса их воспроизводства.

“>Использование основных фондов представлено показателями фондоотдачи, фондоемкости и фондовооруженности.

“>Эффективность использования основных фондов характеризует показатель фондоотдачи, рассчитываемый как отношение объема выпуска продукции за год (на уровне предприятия) к среднегодовой полной стоимости основных фондов. На уровне же отраслей в качестве показателя продукции используется выпуск или валовая добавленная стоимость, а на уровне экономики в целом — стоимость валового внутреннего продукта.

“>Фондоотдача это объем выпущенной продукции деленный на среднюю сумму промышленно-производственных основных фондов по первоначальной стоимости.

“>Рациональное использование основных производственных фондов необходимо для увеличения производства общественного продукта и национального дохода.

“>Повышение уровня использования основных фондов позволяет увеличить размеры выпуска производства без дополнительных капитальных вложений и в более короткие сроки. Ускоряет темпы производства, уменьшает затраты на воспроизводство новых фондов и снижает издержки производства.

“>Экономическим эффектом повышения уровня использования основных фондов являтеся рост общественной производительности труда.

“>Фондоотдача показывает, сколько продукции (или прибыли) получает организация с каждого рубля имеющихся у нее основных фондов.

“>Определим способом абсолютных разниц влияние на объем продукции двух факторов, связанных с основными фондами:

“>Фондоемкость является обратной величиной от фондоотдачи. Она характеризует сколько основных производственных фондов приходится на 1 рубль произведенной продукции.

“>Фондоемкость это средняя сумма промышленно производственных основных фондов по первоначальной стоимости деленная на объем выпущенной продукции.

“>Величина фондоотдачи показывает сколько продукции получено с каждого рубля, вложенного в основные фонды, и служит для определения экономической эффективности использования действующих основных производственных фондов.

“>Величина фондоемкости показывает, сколько средств нужно затратить на основные фонды, чтобы получить необходимый объем продукции.

“>Таким образом — фондоемкость показывает, сколько основных фондов приходится на каждый рубль выпущенной продукции. Если использование основных фондов улучшается, то фондоотдача должна повышаться, а фондоемкость — уменьшаться.

“>При расчете фондоотдачи из состава основных фондов выделяются рабочие машины и оборудование (активная часть основных фондов). Сопоставление темпов роста и процентов выполнения плана по фондоотдаче в расчете на 1 рубль стоимости основных промышленно-производственных фондов и на 1 рубль стоимости рабочих машин и оборудования показывает влияние изменения структуры основных фондов на эффективность их использования. Второй показатель в этих условиях должен опережать первый (если возрастает удельный вес активной части основных фондов).

“>Фондовооруженность оказывает огромное влияние на величины фондоотдачи и фондоемкости.

“>Фондовооруженность применяется для характеристики степерь оснащенности труда работающих.

“>Фвоор = Фсг / Численность промышленно производственного персонала (12)

“>Фондовооруженность и фондоотдача связаны между собой через показатель производительности труда (Производительность труда = Выпуск продукции / Среднесписочная численность работников).

“>Таким образом, фондоотдача = производительность труда / фондовооруженность.

“>Для повышения эффективности производства, важно, чтобы был обеспечен опережающий рост производства продукции по сравнению с ростом основных производственных фондов.

“>Основные виды деятельности предприятия ООО «Лукойл – Западная Сибирь»:

“>-добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);

“>-ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;

“>-производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;

“>-производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;

“>-перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;

“>-производство, ремонт и прокат оборудования на региональном и межрегиональном уровнях;

“>-инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;

“>-управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;

“>-выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;

“>-ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;

“>-выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;

“>-организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;

“>-изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;

“>-ведение образовательной деятельности в сфере подготовки, переподготовки, обучения рабочих вторым профессиям и повышение квалификации рабочих и специалистов, задействованных на производстве;

“>-организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок – продаж, аукционов;

“>-посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности:

“>-внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;

“>-благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;

“>-защита государственной тайны в соответствии с Законами Российской Федерации и иными нормативными актами;

“>-обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита государственной и коммерческой тайны;

“>-осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.

“>Одним из важнейших факторов увеличения объема производства продукции на промышленных предприятиях является обеспеченность их основными средствами в необходимом количестве и ассортименте и эффективное их использование.

“>• определение обеспеченности предприятия и его структурных подразделений основными средствами и уровня их использования по обобщающим и частным показателям;

“>• расчет влияния использования основных средств на объем производства продукции и другие показатели;

“>• изучение степени использования производственной мощности предприятия и оборудования;

“>• установление резервов повышения эффективности использования основных средств.

“>Анализ обычно начинается с изучения наличия основных средств, их динамики и структуры.

“>Анализ наличия и структуры основных фондов в ООО «Лукойл – Западная Сибирь»

“>Наибольшую долю в структуре основных фондов занимают сооружения и передаточные устройства, в 2010 г. – 64,56%, в 2011г. – 64,35%, в 2012 г. – 67,23%. Такой большой процент связан с тем, что ООО «Лукойл – Западная Сибирь» осуществляет добычу нефти и газа, а также обустройство месторождений. Сюда относятся трубопроводы, электросети, теплосети.

“>Машины и оборудование занимают 2-е место в структуре основных фондов. В 2010 г. Их доля составила 30,81%, в 2009 г. -31,78%, в 2012 г.-29,63% . Сюда относятся скважины и все оборудование, находящееся на месторождениях. Балансовая стоимость в течении 3-х лет имеет тенденцию к росту и падению. Отклонение составляет 3000402 тыс руб.

“>В 2010г. балансовая стоимость зданий составляла 589555 тыс. руб, в 2011 г. увеличилась на 30857 тыс. руб, а в 2012 г. еще увеличилась на 116362 тыс. руб. Таким образом балансовая стоимость имеет тенденцию к росту. Отклонение составило 147219 тыс. руб.

“>Доля транспортных средств в 2010 г. составляет 0,5 %, в 2011 г.-0,21%, а в 2012 г.- 0,104%. Стоимость в течении 3-х лет имеет тенденцию к падению. Отклонение составляет -51141тыс руб.

“>Производственный и хозяйственный инвентарь в 2010 г. составлял 56757 тыс. руб, в 2011 г. уменьшился на 8166 тыс. руб, а в 2012 г. увеличился по сравнению с 2009 г. на 13851 тыс. руб. Отклонение составило 5685 тыс. руб.

“>В 2010 г. балансовая стоимость капитальных вложений на коренное улучшение земель составила 6946 тыс. руб., на протяжении 3 лет этот показатель не изменялся. Это говорит о полной обеспеченности предприятия капитальными вложениями на коренное улучшение земель.

“>Представленные в таблице данные позволяют сделать вывод о высоком уровне обеспеченности предприятия основными фондами, показатели в основном имеют тенденцию к повышению, либо неизменны, отклонение, в общем, по всем основным фондам за 3 года составило 10760824 тыс. руб.

“>Для проведения анализа движения основных средств(ОС) рассчитываются специальные коэффициенты. К показателям движения относят коэффициенты:

“>Отражает величину выбывших средств на единицу вновь вводимых объектов.

“>Ктп= (Ст-ть поступивших ОС – Ст-ть выбывших ОС) / Ст-ть ОС на начало года

“>Показывает, какая доля в стоимости ОС на начало периода направлена на покрытие выбытия ОС за период.

“>Показывает долю стоимости ОС перенесенную на продукцию. Еще его можно рассчитать как: Ки = 1 – Кг

“>Коэффициент ввода на предприятии в 2010 г. составляет 18,2 % от общей стоимости ОС, в 2011 г. происходит незначительное повышение на 0,6%. В 2012 г. наблюдается относительно резкое повышение данного коэффициента, это связано со строительством новых сооружений и вводом передаточных устройств

“>Коэффициент интенсивности обновления в 2010 г. составляет 11,6 % от общей стоимости ОС, в 2011 г. происходит повышение на 5,7 %. В 2012 г. уменьшается на 4,9 % в сравнении с 2011 г. Отклонение за 3 года составляет всего лишь 0,8 %.

“>Темп поступления в 2010г. составляет 19,2 % от общей стоимости ОС, в 2011 г. происходит понижение на 0,8 %. В 2012 г. наблюдается относительно резкое повышение данного коэффициента, он составляет 43,7%. Отклонение за 3 года составляет 24,5 %

“>Коэффициент выбытия на предприятии характеризуется невысокими значениями и тенденцией к росту, отклонение составляет 3,7%. Это говорит о увеличении доли основных фондов, непригодных к дальнейшему использованию.

“>Коэффициент износа характеризуется достаточно большими значениями. Процент самортизированных основных средств в 2010 г. составляет 57,8%. Далее происходит незначительное повышение на 1,2% вплоть до 20010 г. Уменьшение износа в 2011 г. связано с закупкой новых основных средств.

“>Основной характеристикой использования основных средств является эффективность их использования. При анализе эффективности использования основных средств используются такие показатели как фондоотдача, фондоемкость, фондовооруженность и фондорентабельность.

“>1.Фондоотдача основных средств (отношение стоимости произведенной продукции к среднегодовой стоимости основных средств); Этот показатель показывает – сколько выручки организация получает от единицы основного средства.

“>2.Фондоемкость (отношение среднегодовой стоимости основных средств производственного назначения к стоимости произведенной продукции за отчетный период); Это обратный показатель фондоотдачи. Она характеризует стоимость основных производственных фондов на 1 руб. товарной продукции.

“>3.Фондовооруженность труда (отношение среднегодовой стоимости основных средств к среднесписочной численности рабочих); Этот показатель характеризует оснащенность работников основного производства основными производственными средствами.

“>4.Фондорентабельность (отношение прибыли от основной деятельности к среднегодовой стоимости основных средств). Наиболее обобщающий показатель эффективности использования основных фондов.

“> Анализ эффективности использования ОФ ООО «Лукойл – Западная Сибирь»

“>Исходя из расчетных данных, можно сделать вывод, что показатель фондоотдачи на предприятии невысок. Выручка организации от единицы основных фондов составляет в 2010 г. – 1,4 руб., в 2011 г. – 2,24 руб., а в 2012 г. – 1,33 руб. Понижение показателя в 2010 г. в сравнении с 2011 г связано с уменьшением выручки в 2012 г. При расчете показателя учитываются собственные и арендованные ОС, не учитываются ОС, находящиеся на консервации и сданные в аренду. Повышение фондоотдачи ведет к снижению суммы амортизационных отчислений, приходящихся на один рубль готовой продукции или амортизационной емкости.

“>Наряду с фондоотдачей применяется фондоемкость – обратный показатель фондоотдачи. Изменение фондоемкости в динамике показывает изменение стоимости ОС на один рубль продукции и применяется при определении суммы относительного перерасхода или экономии средств в основные фонды. Показатель фондоемкости в 2010 г. составил 71 коп. на 1 руб. выручки, в 2011 г. уменьшился на 26 коп, но в 2012 г. увеличился до 75 коп. Отклонение за 3 года составляет 4 коп. Данные значения показывают о положительном состоянии на предприятии.

“>Следующий показатель эффективности использования основных фондов – фондовооруженность. В 2010 г. фондовооруженность составила 12675500 руб. на одного производственного рабочего, в 2009 г. увеличилась до 14149500 руб. на 1474000 руб. В 2012 г. происходит дальнейшее увеличение данного показателя до 19177200 руб. Такое изменение данного показателя связанно с увеличением численности производственных рабочих.

“>Наиболее обобщающим показателем эффективности использования основных фондов является фондорентабельность. Рентабельность основных фондов предприятия в 2008 г. составил 29% (показывает что на 1 руб. стоимости основных фондов приходится 29 коп. прибыли). В 2011 г. происходит увеличение рентабельности до 32 коп. В 2012 г происходит резкое сокращение почти в 2 раза, чем в 2009 г. и составляет 17 коп прибыли на 1 руб. стоимости основных фондов.

“>Одной из наиболее важных задач развития промышленности является обеспечение производства прежде всего за счет повышения его эффективности и более полного использования внутрихозяйственных резервов. Для этого не­обходимо рациональнее использовать основные фонды и производственные мощности.

“>Увеличение объемов производства промышленной продукции достигается за счет:

“>1) ввода в действие основных фондов и производственных мощностей;

“>2) улучшения использования действующих основных фондов и производственных мощностей.

“>Прирост основных фондов и производственных мощностей промышленности, ее отраслей и предприятий достигается благодаря новому строительству, а также реконструкции и расширению действующих предприятий.

“>Реконструкция и расширение действующих фабрик и заводов, являясь источником увеличения основных фондов и производственных мощностей предприятий, одновременно позволяют лучше использовать имеющийся в промышленности производственный аппарат.

“>Решающую часть прироста продукции в целом по промышленности получают с действующих основных фондов и производственных мощностей, которые в несколько раз превышают ежегодно вводимые новые фонды и мощности.

“>Действующие промышленные предприятия нашей страны располагают основными производственными фондами на общую сумму 120 млрд. гр.

“>Для определения уровня использования основных фондов применяются показатели, выраженные в натуральных и стоимостных (денежных) единицах выпускаемой продукции, а также в единицах времени. Чтобы вычислить использование производственной мощности, применяются только показатели выпуска продукции в натуральном выражении. Натуральные единицы ис­пользования основных фондов применяются главным образом на предприятиях тех отраслей промышленности, где выпускается относительно однородная продукция.

“>Показатели использования основных фондов, выраженные в натуральных единицах, могут быть рассчитаны по фактическому выпуску продукции, а также по возможному технически расчетному выпуску. Давая представление об общем уровне использования тех или иных однородных машин, агрегатов, той или иной единицы оборудования или группы этого оборудования, они не позволяют ответить на вопрос: за счет чего получена фактическая производительность данного агрегата, т. е. какую часть рабочего времени этот агрегат функционировал и каков был уровень его использования в течение этого времени?

“>К системе взаимосвязанных показателей (коэффициентов), непосредственно характеризующих уровень использования основных фондов и производственных мощностей, а также раскрывающих резервы дальнейшего улучшения их использования, относятся:

“>2) использование в единицу времени (коэффициент интенсивной нагрузки);

“>Первый показатель (Кэкст) определяется путем деления времени фактического использования на максимально возможное время использования основных фондов. Второй показатель (Кинт) получается в результате деления фактического количества продукции, произведенного в единицу времени работы оборудования, на максимальный выпуск этой продукции, который можно произвести с участием данных основных фондов в ту же единицу времени. Третий показатель (Кинтегр) рассчитывается путем перемножения первых двух показателей.

“>К числу показателей экстенсивного использования основных фондов на предприятии относится коэффициент сменности. Он характеризует время целосменного использования установленного оборудования, которое работает на многосменном режиме. Коэффициент сменности рассчитывается по отдельным группам оборудования, отдельным производственным подразделениям предприятия, а также в целом по предприятию. Он показывает, сколько смен в среднем в течение суток рабо­тало установленное оборудование.

“>Показатель использования основных фондов во времени (коэффициент экстенсивной нагрузки) определяется сравнительно просто. Показатель же использования основных фондов в единицу времени (коэффициент интенсивной нагрузки) определить легко лишь в тех отраслях, где выпускается однородная продукция и, следовательно, объем ее производства может быть выражен в натуральных единицах. Если же предприятие и его подразделения производят продукцию разнообразной номенклатуры, то показатель использования основных фондов в единицу времени рассчитать значительно труднее. Следует иметь в виду, что приведенные выше показатели все же не позволяют дать ответ на вопрос, как используются основные фонды в целом по предприятию, в отрасли и в промышленности.

“>Роль обобщающего показателя использования основных фондов может в определенной степени выполнять показатель выпуска продукции на единицу производственной площади. Этот показатель выражается, как правило, в натуральных единицах.

“>Одним из наиболее общих показателей использования производственной мощности является коэффициент ее фактического использования, который рассчитывается путем деления продукции, изготовленной за определенный промежуток времени (обычно за год), на величину производственной мощности. Для предприятий, вновь введенных в эксплуатацию, обычно определяется коэффициент использования проектной мощности, представляющий собой частное от деления фактического выпуска продукции на величину мощности предприятия по проекту. Этот показатель характеризует уровень освоения проектной мощности.

“>Натуральные показатели использования основных фондов, используемые при анализе современного состояния и планирования производственных мощностей, при составлении баланса оборудования и т. д. все же не раскрывают общей картины эффективности использования всей совокупности основных фондов предприятия, отрасли, промышленности в целом.

“>Для общего анализа хозяйственной деятельности, планирования капитальных вложений, ввода в действие основных фондов и производственных мощностей всех звеньев промышленности все большее значение приобретает такой показатель эффективности производства, как выпуск продукции на 1 гр. основных фондов, который обычно называют показателем фондоотдачи. Применяется также показатель, обратный фондоотдаче, – фондоемкость. При определении показателя фондоотдачи применяются как стоимостные, так и натуральные единицы измерения.

“>Натуральные показатели фондоотдачи наряду со стоимостными применяются в электроэнергетической, металлургической и некоторых отраслях добывающей промышленности. Например, в черной металлургии та­ким показателем является выплавка чугуна или стали на 1 гр. основных производственных фондов соответственно доменного или сталеплавильного цеха.

“>Показатель фондоотдачи (как обобщающий стоимостный показатель использования всей совокупности Основных фондов предприятия) определяется путем деления продукции на среднегодовую стоимость производственных фондов. При этом валовая продукция учитывается в неизменных ценах, а основные фонды — по полной первоначальной (или восстанови­тельной) оценке.

“>Одной из главных причин, ухудшающих показатель фондоотдачи, является медленное освоение вводимых в действие предприятий.

“>Одной из важнейших задач повышения эффективности использования капитальных вложений и основных фондов является своевременный ввод в эксплуатацию новых основных фондов и производственных мощностей, быстрое их освоение. Сокращение сроков ввода в эксплуатацию новых фабрик и заводов позволяет быстрее получить нужную для народного хозяйства продукцию с технически более совершенных основных фондов, ускорить их оборот и тем самым замедлить наступление морального износа основных фондов предприятий, повысить эффективность общественного производства в целом.

“>Улучшение использования действующих основных фондов и производственных мощностей промышленных предприятий, в том числе вновь введенных в эксплуатацию, может быть достигнуто благодаря:

“>1) повышению интенсивности использования производственных мощностей и основных фондов;

“>2) повышению экстенсивности их нагрузки. Более интенсивное использование производственных мощностей и основных фондов достигается прежде всего за счет технического совершенствования последних.

“>Практика промышленных предприятий показывает, что здесь идет процесс увеличения единичной мощности оборудования:

“>- в станках, машинах и агрегатах упрочняются наиболее ответственные детали и узлы;

“>- повышаются основные параметры производственных процессов (скорость, давление, температура);

“>- механизируются и автоматизируются не только основные производственные процессы и операции, но и вспомогательные и транспортные операции, нередко сдерживающие нормальный ход производства и использование оборудования; устаревшие машины модернизируются и заменяются новыми, более совершенными.

“>Интенсивность использования производственных мощностей и основных фондов повышается также путем совершенствования технологических процессов; организации непрерывно-поточного производства на базе оптимальной концентрации производства однородной продукции; выбора сырья, его подготовки к производству в соответствии с требованиями заданной технологии и качества выпускаемой продукции; ликвидации штурмовщины и обеспечения равномерной, ритмичной работы предприятий, цехов и производственных участков, проведения ряда других мероприятий, позволяющих повысить скорость обработки предметов труда и обеспечить увеличение производства продукции в единицу времени, на единицу оборудования или на 1 кв. м производственной площади.

“>Интенсивный путь использования основных фондов действующих предприятий включает, следовательно, техническое их перевооружение, повышение темпов обновления основных фондов. Опыт работы ряда отраслей промышленности показывает, что быстрое техническое переоснащение действующих фабрик и заводов особенно важно для тех предприятий, где имеет место более значительный износ основных фондов.

“>Улучшение экстенсивного использования основных фондов предполагает, с одной стороны, увеличение времени работы действующего оборудования в календарный период (в течение смены, суток, месяца, квартала, года) и с другой стороны, увеличение количества и удельного веса действующего оборудования в составе всего оборудования, имеющегося на предприятии и в его производственном звене.

“>1) постоянного поддержания пропорциональности между производственными мощностями отдельных групп оборудования на каждом производственном участке, между цехами предприятия в целом, между отдельными производствами внутри каждой отрасли промышленности, между темпами и пропорциями развития отраслей промышленности и всего народного хозяйства;

“>2) улучшения ухода за основными фондами, соблюдения предусмотренной технологии производства, совершенствования организации производства и труда, что способствует правильной эксплуатации оборудования, недопущению простоев и аварий, осуществлению своевременного и качественного ремонта, сокращающего простои оборудования в ремонте и увеличивающего межремонтный период;

“>3) проведения мероприятий, повышающих удельный вес основных производственных операций в затратах рабочего времени, сокращения сезонности в работе предприятий ряда отраслей промышленности, повышения сменности работы предприятий.

“>Известно, что на предприятиях кроме действующих станков, машин и агрегатов часть оборудования находится в ремонте и резерве, а часть — на складе. Своевременный монтаж неустановленного оборудования, а также ввод в действие всего установленного оборудования за исключением части, находящейся в плановом резерве и ремонте, значительно улучшает использование основных фондов.

“>Во всех отраслях промышленности имеются большие возможности, которые позволяют улучшить использование основных фондов, и особенно металлорежущего оборудования. Более 50% всех металлорежущих станков находится в немашиностроительных и даже в непромышленных отраслях народного хозяйства, где они используются хуже, чем в машиностроении.

“>В машиностроении важным направлением улучшения использования оборудования является повышение сменности использования оборудования. В настоящее время коэффициент сменности в машиностроительной промышленности составляет менее 1,4, т. е. около 70% от двух­сменной работы. Повышение коэффициента сменности работы оборудования до 1,75—1,8 позволит увеличить съем продукции с единицы оборудования примерно на 25%.

“>Решая задачу повышения коэффициента сменности работы оборудования, необходимо прежде всего иметь в виду, что основное оборудование на многих предприятиях машиностроения используется не полностью главным образом из-за дефицита рабочей силы.

“>На успешное решение проблемы улучшения использования основных фондов, производственных мощностей и роста производительности труда оказывает значительное влияние создание крупных производственных объединений. Вместе с этим необходимо больше внимания обратить на развитие специализации производства и технического перевооружения действующих предприятий, вывод с этих предприятий несвойственной их профилю продукции, создание специализированных промышленных объектов в тяготеющих к крупным индустриальным центрам небольших и средних городах, где имеются резервы рабочей силы.

“>Проводя курс на развитие специализации действующих предприятий, следует иметь в виду, что это упрощает их производственную структуру, высвобождает рабочую силу из вспомогательных и обслуживающих подразделений, комплектует тем самым вторые смены основных цехов и повышает коэффициент сменности.

“>Важнейшим условием повышения сменности является механизация и автоматизация производственных процессов, и в первую очередь во вспомогательных производствах, так как это позволяет перевести людей с тяжелых немеханизированных работ на квалифицированные работы во второй смене.

“>Ускоренные темпы механизации подъемно-транспортных, погрузочно-разгрузочных и складских работ в девятой пятилетке являются основой для ликвидации имеющейся диспропорции в уровне механизации основного и вспомогательного производства на промышленных предприятиях, высвобождения значительного количества вспомогательных рабочих, обеспечения пополнения основных цехов рабочей силой, повышения коэффициента сменности работы предприятий и расширения производства на действующих предприятиях без дополнительного привлечения рабочей силы. В крупных городах, имеющих дефицит рабочей силы, решение проблемы улучшения использования основных фондов и производственных мощностей действующих предприятий путем их реконструкции, расширения, механизации и автоматизации производства, совершенствования организации производства и труда имеет особо важное значение.

“>Важный резерв повышения эффективности использования основных фондов и производственных мощностей действующих предприятий заключен в сокращении времени внутрисменных простоев оборудования, которые на ряде промышленных предприятий достигают 15—20% всего рабочего времени.

“>Улучшение использования основных фондов и производственных мощностей зависит в значительной степени от квалификации кадров, особенно от мастерства рабочих, обслуживающих машины, механизмы, агрегаты и другие виды производственного оборудования.

“>Творческое и добросовестное отношение работников к труду является важным условием улучшения использования основных фондов и производственных мощностей.

“>Известно, что от совершенства системы морального и материального стимулирования в значительной степени зависит уровень использования производственных мощностей и основных фондов. Анализ технико-экономических показателей промышленных предприятий, работающих в новых условиях планирования и экономического стимулирования, свидетельствует, что новый экономический механизм, в том числе введение платы за производственные фонды, пересмотр оптовых цен, применение нового показателя для определения уровня рентабельности, создание на предприятиях поощрительных фондов, способствуют улучшению использования основных производственных фондов.

“>Любой комплекс мероприятий по улучшению использования производственных мощностей и основных фондов, разрабатываемый во всех звеньях управления промышленностью, должен предусматривать обеспечение роста объемов производства продукции прежде всего за счет более полного и эффективного использования внутрихозяйственных резервов и путем более полного использования машин и оборудования, повышения коэффициента сменности, ликвидации простоев, сокращения сроков освоения вновь вводимых в действие мощностей, дальнейшей интенсификации производственных процессов.

“>Огромное значение в улучшении использования основных фондов и производственных мощностей имеет материальное стимулирование рабочих.

“>В представленной работе были рассмотрены основные фонды с точки зрения современной экономической науки. По итогам проведенных исследований можно сделать некоторые выводы.

“>Основные фонды представляют специфическую экономическую категорию, связанную с формированием материальных фондов общества и их использованием в различных отраслях народного хозяйства для производства валового внутреннего продукта и удовлетворения культурно-бытовых потребностей населения.

“>Находящиеся на предприятиях основные фонды имеют свойство постепенно изнашиваться. С точки зрения экономики износ – это потеря стоимости основных средств. Существует несколько видов износа основных фондов: физический, моральный, социальный, экологический, частичный и полный износ.

“>Для оценки эффективности использования основных средств используется система показателей, которая включает в себя общие и частные показатели. Общие показатели характеризуют эффективность использования всей совокупности основных средств. При этом используется их стоимостная оценка.

“>Анализ наличия и структуры основных фондов в ООО «Лукойл – Западная Сибирь» показал, что наибольшую долю в структуре основных фондов занимают сооружения и передаточные устройства, в 2010г. – 64,56%, в 2011 г. – 64,35%, в 2012 г. – 67,23%.

“>Фондоотдача увеличилась на предприятии в 2011 году и уменьшилась в 2012году. Это связано с уменьшением выручки в 2012 году. Фондовооруженность увеличилась, такое изменение данного показателя связанно с увеличением численности производственных рабочих.

“>Для повышения эффективности использования основных фондов было предложено: ввод в действие основных фондов и производственных мощностей; улучшение использования действующих основных фондов и производственных мощностей. Также в повышении эффективности основных производственных фондов большую роль играет обеспечение оптимального соотношения основных и оборотных фондов на предприятии.

Http://samzan. ru/62829

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Миссия ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» вытекает из миссии компании «ЛУКОЙЛ». Мы созданы, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека. Способствовать в регионах деятельности долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Для этого предприятие будет продолжать активное освоение недр Западной Сибири, наращивая добычу нефти, восполняя сырьевую базу, используя самые передовые инновационные методы и технологии и, главное, экологичные. Приоритетом в деятельности западносибирского холдинга всегда были сохранение окружающей среды и самобытной национальной культуры народов Севера.

В состав предприятия входят: 10 цехов добычи нефти и газа, Цех подготовки и перекачки нефти, Цех сбора и транспортировки газа, Участок обеспечения производства материально-техническими ресурсами, Управление по переработке попутного нефтяного газа. В коллективе ТПП трудятся более 1500 человек.

В феврале 2010 года предприятие добыло 300-миллионную тонну нефти, а в 2014 году уже только на Урьевском месторождении была преодолена отметка 100 миллионнов тонн нефти. История лангепасской нефти началась с открытия в октябре 1962 года Локосовского месторождения. Приток нефти промышленного значения на промысле был получен в июле 1963-го. Затем проводилось всестороннее исследование территорий Урьевского, Поточного, Ласьеганского, Нивагальского, Покамассовкогои Северо-Поточного месторождений. В декабре 1979 года было создано НГДУ «Урьевнефть» — прародитель «Лангепаснефтегаза».

Стратегия развития предприятия неразрывно связана с эффективностью использованияминерально-сырьевой базы. Сегодня предприятие, продолжая осваивать старые промыслы, выходит на новые участки месторождений. Ведется бурение на Нивагальском и Северо-Покамасовскомместорождениях.

В числе последних приобретений — лицензионный участок Северо-Егурьяхский-2. В пределах данного лицензионного участка предприятие проводит работу по поиску и оценке возможных запасов.

Второе направление восполнения сырьевой базы — применение новых эффективных технологий добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов.

Согласно «Программе опытно-промышленных работ и внедрения новых технологий на предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2014-2015 годы» в 2014 году на Нивагальском, Северо-Покамасовском, Урьевском и Малоключевом месторождениях введены в эксплуатацию 18-ть горизонтальных скважин с разветвленными стволами (многоствольные скважины), что позволило увеличить дебит данных скважин.

В целях увеличения давления закачки в пласт, увеличения приемистости нагнетательных скважин и поддержания заданной компенсации отборов жидкости в 2014 году в системе поддержания пластового давления (ППД) на Урьевском и Нивагальском месторождениях впервые были внедрены двадцать три кустовые дожимые нососные установки, выполненные на основе стандартного электроцентробежного насоса.

Главным направлением работы предприятия на протяжении нескольких десятилетий оставалась добыча нефти и газа, а с 2004 года производственные мощности позволяют производить переработку попутного нефтяного газа — ТПП «Лангепаснефтегаз» было назначено оператором Локосовского ГПЗ (впоследствии — Управление по переработке попутного нефтяного газа). Для увеличения объемов переработки ПНГ построен товарный парк ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) с наливной эстакадой (объект возводился в рамках Программы НК «ЛУКОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» по утилизации попутного нефтяного газа). В результате реконструкции Локосовского ГПЗ объем приема газа в переработку доведен до 2,1 млрд. кубометров в год.

Коэффициент утилизации попутного нефтяного газа по результатам 2014 года составил 97,96%. Неоднократно газоперерабатывающий завод Управления по переработке попутного нефтяного газа ТПП «Лангепаснефтегаз» становился лучшим газоперерабатывающим предприятием округа в конкурсе «Черное золото Югры».

Значительное внимание предприятие уделяет охране окружающей среды. Начиная с 1995 года сдано после восстановления более 4 788 га земель, нарушенных в годы освоения региона. Не осталось на месторождениях шламовых амбаров прошлых лет, бурение в водоохранных зонах ведется безамбарным методом. Экологическая служба ТПП совместно со специалистами научных центров разработали уникальные технологии рекультивации нефтезагрязненных земель с помощью обработки почвы аборигенными микроорганизмами — деструкторами нефтепродуктов. С целью повышения надежности трубопроводов и предотвращения их порывов внедрены высокоэффективные технологии бесшовного соединения трубопроводов по технологии «Батлер».

С целью повышения качества антикоррозионной защиты внутренней поверхности трубопроводовс 2010 года внедрен метод порошкового антикоррозийного покрытия труб. ТПП «Лангепаснефтегаз» успешно решает вопросы раздельного сбора промышленных отходов с последующей передачей на утилизацию специализированным предприятиям.

В настоящее время идет успешная эксплуатация полигона по захоронению твердых бытовых и переработки производственных отходов, где работают установки по утилизации замазученного снега, промасленных отходов, нефтешлама, бурового шлама и отработанных автошин.

В 2007 году в конкурсе «Экологическая безопасность» среди предприятий Уральского федерального округа ТПП «Лангепаснефтегаз» занял 3-е место в номинации «Система экологического менеджмента на предприятии».

В 2011 году предприятие награждено дипломом за первое место смотра-конкурса «Охрана окружающей среды» среди организаций Группы «ЛУКОЙЛ», а также дипломом второй степени муниципального этапа окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и регулированиясоциально-трудовых отношений в номинации «Без травм и аварий».

В 2012 году ТПП стало лауреатом окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и удостоено «Сертификата доверия работодателю» Государственной инспекции трудав Ханты-Мансийском автономном округе — Югре.

Высокотехнологичное производство, обеспечение заданного уровня добычи нефти и газа, реализация мероприятий направленных на снижение себестоимости добычи, активная экологическая деятельность, политика социального партнерства с муниципалитетом — эти задачи всегда были и будут оставаться приоритетными для «Лангепаснефтегаза». Ведь от их выполнения зависит будущее Лангепасаи его жителей.

ТПП «Урайнефтегаз» сегодня — это 1591 работник, восемь цехов добычи нефти, цех подготовки и перекачки нефти, пять компрессорных станций, нефтеперерабатывающий завод мощностью 100 тысяч тонн продукции в год, две испытательные лаборатории (г. Урай и Красноленинское м/р), на которых производится контроль качества товарной нефти, товарная лаборатория, где контролируют качество продукции НПЗ и ее соответствие нормативным требованиям. Эксплуатационный фонд по состоянию на 01 января 2015 года составляет 2985 добывающих скважин.

Урайский регион и «Урайнефтегаз» вошли в историю разработки недр западносибирской нефтегазоносной провинции, Тюменской области и Югры. 21 июня 1960 года здесь был получен первый фонтан «черного золота». Потомки признают, что именно Шаимская нефть дала старт дальнейшему развитию Западной Сибири. С тех пор нефтяники Урая добыли более 272 миллионов тонн углеводородов.

Территория деятельности «Урайнефтегаза» охватывает около 13 тысяч квадратных километров Советского, Кондинского, Октябрьского и Ханты-Мансийского районов Югры, что сопоставимо с территорией европейской Австрии. Поисково-разведочные работы и добычу нефти предприятие осуществляетна 33-х лицензионных участках. В разработке находятся 26 месторождений: Трехозерное, Мортымья-Тетеревское, Убинское, Толумское, Даниловское, Мулымьинское, Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское, Шушминское, Яхлинское, Узбекское, Мансингьянское, Сыморьяхское, Тальниковое, Западно-Тугровское, Новомостовское, Западно-Новомостовское, Среднемулымьинское, Красноленинское, Потанай-Картопьинское, Пайтыхское, Северо-Семивидовское, Восточно-Каюмовское и Андреевское. Одна из ключевых особенностей предприятия, — территориальная разбросанность месторождений: ближайшее — 40 километров от города, самое удаленное (Красноленинское) — 350 километров.

Главной задачей геологоразведочных работ является восполнение сырьевой базы предприятия. В 2014 году скважиной 11002р открыто Западно-Семивидовское месторождение нефти, уточнены контуры залежей Шушминского и Даниловского месторождениям, а также даны рекомендации по эксплуатационному и разведочному бурению. В 2015 году планируется проведение сейсморазведочныхработ 3D на Потанай-Картопьинском месторождении.

Эксплуатационное бурение в 2014 году велось на Сыморьяхском, Пайтыхском, Красноленинском, Шушминском, Лазаревском, Тальниковом, Потанай-Картопьинском, Западно-Новомостовском, Даниловскоми Западно-Тугровском месторождениях. В 2015 году запланировано бурение новых скважин на Убинском, Сыморьяхском, Красноленинском, Даниловском, Западно-Тугровском и Северо-Семивидовском. Поисково-разведочные работы ведутся на Потанай-Картопьинском, Пайтыхском, Восточно-Каюмовскоми Западно-Семивидовском месторождениях.

Проводимая работа позволила прирастить минерально-сырьевую базу предприятия болеечем на 1,5 миллиона тонн углеводородов. По результатам обработки материалов ранее проведенной сейсморазведки намечены перспективные структуры для дальнейшего исследования.

На территории деятельности ТПП “Урайнефтегаз” производится генерация собственной электроэнергии при помощи электростанций ГПЭС-6 Толумского месторождения, ГПЭС-32 Северно-Даниловскогоместорождения и ГТЭС-48 Каменного лицензионного участка. Суммарная выработка электроэнергиив 2014 году составила 385 310 тыс. кВт/час. В связи с полным завершением работ по технологическому присоединению ГТЭС-48 к ПС 110кВ «Ендырская» в 2015 году появляется возможность генерации мощности в сеть ОАО «Тюменьэнерго» для транспорта электроэнергии. Передаваемая мощностьв сеть 110кВ составит от 5 до 12 МВт.

Ведущими направлениями природоохранной деятельности ТПП «Урайнефтегаз» являются реконструкция нефтепроводов и водоводов, строительство трубопроводов с антикоррозионны покрытием, рекультивация земель, утилизация и переработка отходов, проведение экологического мониторинга. За счет активного использования подтоварной воды в 2015 году забор воды с поверхностных источников планируется полностью исключить. Активно ведется работа по утилизации производственных и бытовых отходов.

Главная задача — сохранение окружающей среды. Предприятие осуществляет уникальный проект нефтедобычи на Тальниковом месторождении, находящемся на территории природного парка «Кондинские озера». При разбуривании, освоении и эксплуатации месторождения используются технологии, позволяющие снизить техногенную нагрузку на природную среду.

Увеличению процента утилизации попутного нефтяного газа, добываемого на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз», способствовал ввод в эксплуатацию газокомпрессорных станций на Ловинском, Мортымья-Тетеревском, Северо-Даниловском, Филипповском, Красноленинском месторождениях, газопоршневых электростанций на Восточном-Толумском и Северо-Даниловском, газотурбинной — на Красноленинском. Филипповская газокомпрессорная станция обеспечивает сбор попутного газа с Лазаревского, Филипповского, Мансингьянского и Убинского промыслов. Так же попутно добываемый газ поставляется по газотранспортной системе ТПП «Урайнефтегаз» на газоперерабатывающий завод города Нягани и потребителям г. Урая. После запуска в работу нового компрессорного оборудования подготовка попутного нефтяного газа вышла на более качественный уровень.

В 2015 году планируется завершение строительства и запуск установки предварительного сброса воды (УПСВ) на мультифазной насосной станции Западно-Тугровского месторождения с проектной мощностью4818,251 тыс. м3/год, что обеспечит сбор нефтяной эмульсии с кустовых площадок добывающих скважин, подготовку нефти с содержанием воды не более 5% и увеличение процента утилизации попутного нефтяного газа по предприятию.

Предусмотрено строительство установки нагрева водонефтяной эмульсии (УНВНЭ).

ТПП «Когалымнефтегаз» ? самое крупное территориально-производственное предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В его состав входят 4 центральные инженерно-технологические службы, 15 цехов добычи нефти и газа, 4 цеха подготовки и перекачки нефти, 3 цеха сбора и транспортировки газа, 2 газокомпрессорные станции, нефтеперерабатывающий завод. Предприятие работает в пределах22-х лицензионных участков. Добыча ведется на 20 лицензионных участках, на которых расположено 24 месторождения (20 из них находятся в разработке, 3 — в разведке): Южно-Ягунская, Дружнинская, Тевлинско-Рускинская, Пуровская группы. По Имилорскому лицензионному участку ведетсяопытно-промышленная эксплуатация. Доля «Когалымнефтегаза» в добыче ООО «ЛУКОЙЛ-ЗападнаяСибирь» составляет 32%. Численность работников предприятия — более 2700 человек.

Нефтяники активно используют перспективные методы бурения и повышения нефтеотдачи пластов. В 2014 году введено в эксплуатацию 167 добывающих и 51 нагнетательных скважины, предприятиена 1.01.2015 г добыло более 13,47 млн. тонн нефти.

Основной прирост запасов углеводородов производится по результатам геологоразведочных работ –поисково-разведочного бурения и сейсморазведки. Эффективность поисково-разведочного бурения остается высокой и достигает 127,2 тонны прироста запасов на один метр проходки. В ближайшие годы планируется увеличение поисково-разведочного бурения и сейсморазведочных работ, связанные, в основном, с приобретением новых лицензионных участков.

В процессе добычи трудноизвлекаемых запасов применяются физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. Основным, наиболее эффективным методом является гидроразрыв пласта (ГРП).В 2014 году на эксплуатационном фонде скважин месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» проведено ГРПна 213 скважинах, средний прирост добычи нефти от мероприятия на одну скважину составил 4,8 тоннв сутки. Для интенсификации притока углеводородов используют такие химические методы как закачка осадкообразующих, гелеобразующих, эмульсионно-дисперсных систем, обработка призабойной зоны (ОПЗ) и другие. В 2014 году на месторождениях предприятия проведено ОПЗ на 225 нефтяныхскважинах, средний прирост добычи нефти от мероприятия составил 3,1 тонны в сутки, на нагнетательном фонде для увеличения приемистости скважин проведено 334 операции. Забурка вторых стволов — еще один метод повышения нефтеотдачи пластов, используемый специалистами ТПП, добыча нефти составила 143 тыс. тонн углеводородов. Бурение вторых стволов проведено на 71 скважине, средний прирост на одну скважину составил 13 тонн в сутки.

На Тевлинско-Русскинском промысле ТПП «Когалымнефтегаз» работает газотурбинная электростанциямощностью 48 МВт. Электроснабжение Восточно-Перевального месторождения обеспечивает газопоршневая электростанция мощностью 23,1 МВт. На месторождении Дружное работает нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) мощностью по сырью 350 000 тонн в год. В 2014 году НПЗ перешел на выпуск дизельного топлива «Евро», соответствующих требованиям класса 4 Технического регламента и автомобильных бензинов марок «Регуляр-92» и «Премиум Евро-95», соответствующих требованиямкласса 4 Технического регламента. Топливом НПЗ ТПП «Когалымнефтегаз» заправляются автомобили, авиационные суда Когалымского и Сургутского аэропортов.

ТПП ведет большую работу по охране окружающей среды (затраты на эти цели в 2014 году составили почти2,711 млрд. рублей), охране труда и промышленной безопасности, реализации социальной политики компании «ЛУКОЙЛ», сотрудничеству с коренными народами Севера (заключено 174 соглашений с главами родовых угодий, на территории которых проживает 557 человек).

Территориально-производственное предприятие «Когалымнефтегаз» было образовано в 1988 году. ТПП располагается в городе Когалым (ХМАО-Югра), история которого началась 9 марта 1976 года с высадки на когалымскую землю десанта строителей, для прокладки железнодорожной магистрали, которые и поставили на берегу реки Ингу-Ягун первые палатки. В дальнейшем на территории между рекамиИнгу-Ягун и Кирилл-Высъягун выросли домики для проживания и отдыха, столовая, баня, вышка радиосвязи. В 1978 году был образован Когалымский поселковый Совет, а 15 августа 1985 года Когалым получил статус города.

В связи с расширением территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» и с целью более оперативного и эффективного управления нефтепромыслами было принято решение разделить его на два предприятия. Таким образом, с 01 января 2013 года было образовано ТПП «Повхнефтегаз». Во вновь организованном предприятии осуществляют производственную деятельность 11 цехов добычи нефти и газа, 2 цеха подготовки и перекачки нефти, 14 дожимных насосных станций (ДНС), 16 кустовых насосных станций (КНС), 2 цеха подготовки и перекачки нефти, 2 цеха сбора и транспортировки газа, 9 вакуумно-компрессорныхстанций (ВКС), 2 компрессорные станции (КС), участок обеспечения производстваматериально-техническими ресурсами. На 01.01.2014 года на балансе предприятия находится3162 км промысловых трубопроводов и 528 кустовых площадок.

В сферу деятельности ТПП «Повхнефтегаз» вошли крупные Ватьеганское и Повховское месторождения, а также Южно-Выинтойское, Усть-Котухтинское и лицензионные участки Западно-Повховский, Северо-Ватьеганский. Также в 2013 г. приобретены еще пять лицензионных участво с запасамикатегории С3+Д с целью геологического изучения, разведки и пополнения запасов (Северо-Выинтойский-1,Северо-Выинтойский-2, Западно-Валюнинский-1, Западно-Валюнинский-2, Западно-Вынгапуровский. Восточно-Придорожное и Свободное месторождения ТПП «Повхнефтегаз» и «Когалымнефтегаз» разрабатывают совместно. С 01 июля 2013 года в результате интеграции активов НГДУ «РИТЭККогалымнефть» ОАО «РИТЭК» в состав разрабатываемых месторождений вошли Выинтойское и Западно-Котухтинское месторождения.

Предприятие «Повхнефтегаз» носит имя легендарного нефтяника Степана Ананьевича Повха (1929-1972), который участвовал в открытии Самотлора и многих других месторождений Западной Сибири. В 1978 годув составе производственного объединения «Нижневартовскнефтегаз» для разработки месторождений Когалымского региона образовано нефтегазодобывающее управление «Повхнефть», в том же годуначалась промышленная эксплуатация Повховского месторождения (оно было открыто разведочнойскважиной 7Р в 1972 году). В честь Степана Повха был в своё время назван вахтовый посёлок на Повховском месторождении, улица и сквер в Когалыме, улица и средняя школа в Нижневартовске.

В 2014 году предприятие добыло более 11 миллионов тонн нефти. Для обеспечения добычи углеводородов специалисты ТПП «Повхнефтегаз» внедряют различные инновации — это бурение вторых стволов, строительство скважин с многозонным ГРП, бурение скважин на депрессии, ГРП по новейшим технологиям, одновременно-раздельная эксплуатация скважин, одновременно-раздельная закачка на нагнетательных скважинах и многое другое.

Продолжается работа по внедрению энергоэффективных технологий. В 2013 году введена в работу газотурбинная электростанция Повховского месторождения, мощностью 48 МВт. ГТЭС решила двойную задачу: во-первых, производственные объекты и поселок Повх обеспечены электричеством и тепловой энергией (выработка тепловой энергии стала возможной благодаря утилизаторам-теплообменникам),во-вторых, это еще и рациональное использование попутного нефтяного газа.

Одной из актуальных задач предприятия является поддержание пластового давления (ППД). Ведётся работа по обновлению и модернизации насосного парка системы ППД, системы ППН (установки предварительного сброса воды) путем изменения конструктивных и материальных исполнений насосов. Ежегодно разрабатываемые мероприятия по оптимизации режимов работы объектов систем ППД, ППН направлены на снижение энергопотребления и повышение энергоэффективности добычи нефти и газа.

ТПП «Повхнефтегаз» в своей деятельности руководствуется политикой Общества в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке. В рамках программы предприятие ведет целенаправленную работу в области охраны и рационального использования водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвенного покрова и земельных ресурсов. Исполняемые мероприятия повышают уровень экологической безопасности производства и снижают техногенную нагрузку на компоненты природной среды. Ведется реконструкция нефтесборных сетей и высоконапорных водоводов. Обновление трубопроводных систем в значительной части позволяет избегать негативных последствий на экологию и окружающую среду в целом. На Ватьёганском месторождении продолжает функционировать полигон по утилизации нефтесодержащих отходов.

На предприятии внедрена и успешно функционирует Система Менеджмента качества, безопасности труда, охраны здоровья и окружающей среды в соответствии со стандартами ISO 9001:2008, ISO 14001:2004,OHSAS 18001:2007.

Руководство предприятия совместно с профсоюзной организацией поддерживает экологические инициативы округа и города Когалыма. Работники предприятия участвуют в международной акции «Спасти и сохранить», а также в различных городских экологических мероприятиях.

Позиция ТПП «Повхнефтегаз» в отношении организации труда, экологической и промышленной безопасности является неотъемлемой частью корпоративной стратегии, направленной на создание всего комплекса условий для устойчивого развития в долгосрочной перспективе.

В составе ТПП «Покачевнефтегаз» — семь цехов добычи нефти и газа, цех подготовки и перекачки нефти, цех сбора и транспортировки газа, участок обеспечения производства материально-техническимиресурсами.

Предприятие осуществляет свою деятельность на 9 лицензионных участках: Покачевском, Южно-Покачевском, Нонг-Еганском, Нивагальском, Ключевом, Кечимовском, Северо-Покачевском, Юккунском, Мишаевском.

История нефтедобычи Покачевского региона насчитывает более трех десятилетий. За это время добыто более 270 миллионов тонн нефти. По оценкам специалистов на территории деятельности предприятия текущие извлекаемые запасы категории ВС1 насчитывают порядка 155 миллионов тонн нефти. Пробуренный фонд составляет 4 923 скважины.

Компания «ЛУКОЙЛ» определила ТПП «Покачевнефтегаз» пилотной площадкой для реализации мероприятий по энергоэффективности и энергосбережению. Взамен традиционных погружных электродвигателей на месторождениях широкомасштабно внедряются электродвигатели с вентильным приводом, которые отличаются более высоким КПД и, соответственно, меньшим энергопотреблением, что позволяет сократить энергопотребеление на скважинах на 12-15%.

Сегодня ЭЦН с вентильными двигателями работают на 872 скважинах. Реализована трехлетняя программа по реконструкции насосного парка системы поддержания пластового давления. В 2010 годумодернизировано три насоса путем замены на проточную часть компании «Sulzer»; в 2011 смонтировано19 новых насосов, в 2012 — 17. Внедренные насосы имеют более высокий коэффициент полезного действия, увеличенный по сравнению с ЦНС межремонтный интервал, а также более высокий ресурс, что позволяет сократить расходы на обслуживание насосного парка системы ППД и понизить энергопотребление. Фактически получен эффект снижения удельного энергопотребления насосамис 6,53 кВт/м3 в 2010 году до 6,03 кВт/м3 в 2014 году.

Кроме этого, внедряются модернизированные насосы системы перекачки нефти с увеличенной производительностью с 300 до 400 мі/час. На сегодняшний день успешно эксплуатируется 25 насосов на шести объектах системы подготовки. В 2011 году введена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ).

В 2012 году в «Покачевнефтегазе» реализован проект «энергоэффективный цех» на базе цеха добычи нефти и газа № 3. В рамках проекта в течение 2013 года внедрены частотные преобразователина КНС-4, 7 и ДНС-3, АСТУЭ на каждой скважине, в административно-бытовых и производственных помещениях обычные светильники заменены на энергосберегающие. Кроме того, на предприятии ведется работа по внедрению автоматизированных котельных. На данный момент в эксплуатации находится четыре.

Инновационные технологии применяются во всех направлениях деятельности предприятия. Уже несколько лет используется технология интеллектуального бурения. С 2009 годав ТПП «Покачевнефтегаз» перешли от опытно-промышленных работ к активному внедрению расширенных комплексов LWD, которые позволяют сократить до минимума непроизводительную проходку. Реализуется технология бурения на депрессии. Этот метод позволяет исключить негативное воздействие процесса бурения на фильтрационно-емкостные характеристики пласта. С 2011 года на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» на новых скважинах с горизонтальным окончанием применяется многостадийный гидроразрыв пласта, что позволяет значительно увеличить дебит нефти. Для более эффективного охвата продуктивного пласта и для оптимизации сетки разработки объекта в 2014 году проведены работы по бурению скважин с разветвленными горизонтальными стволами (от 3-х до 5-ти стволов), введено в эксплуатацию 9 разветвленных горизонтальных скважин c суточным приростом на 49,6 тонн. Активно внедряется технология бурения скважин с применением раствором на углеводородной основе, технология многостадийного гидроразрыва пласта скважин с горизонтальным способом заканчивания. На месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» впервые применен многостадийный гидроразрыв пласта по технологии «Мангуст».

На предприятии в 2014 году введено 84 скважины после бурения боковых стволовс наклонно-направленным окончанием и горизонтальным способом закачивания скважины. Одним из наиболее эффективных методов бурения БВГС на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» является, бурение со вскрытием пласта на депрессии, и с применением растворов на углеводородной основе, что позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. миссия утилизация гидроразрыв безопасность

Интенсивными темпами проводятся мероприятия по выполнению программы утилизации попутного нефтяного газа. В рамках мероприятий в начале 2011 года запущена в промышленную эксплуатацию вакуумная компрессорная станция на ДНС-3 и в начале 2012 года — вакуумная компрессорнаястанция ДНС-2 на Кечимовском месторождении. В 2013 году на Покачевском месторождении запущена в работу газотурбинная электростанция мощностью 48 МВт/час. В 2014 году введена в эксплуатацию установка подготовки сброса воды на ДНС-2 Северо-Покачевского месторождения. На 2015 годпланируется запуск установки подготовки сброса воды на ДНС-7 Нивагальского месторождения.

«Покачевнефтегаз» — неоднократный победитель смотра-конкурса по охране окружающей среды среди дочерних обществ Компании. Работа в этом направлении отмечена почетными грамотами ОАО «ЛУКОЙЛ».В 2013 году предприятие стало победителем в смотре-конкурсе «Охрана труда» среди организаций Группы «ЛУКОЙЛ».

ТПП «Ямалнефтегаз» образовано в декабре 2004 года. Предприятие осуществляет поиск, разведку залежей нефти и газа, комплексное освоение и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Сегодня на балансе ТПП 6 лицензионных участков, на которых расположены 7 месторождений: Северо-Хальмерпаютинское, Хальмерпаютинское, Перекатное, Южно-Мессояхское, Пякяхинское, Салекаптское, Находкинское, из них в эксплуатации — Находкинское и Пякяхинское. Сегодня здесь добывается природный газ, который сдается в ОАО Газпром и используется для собственных нужд на газотурбинных электростанциях и газотурбинных компрессорных станциях. В эксплуатации находятся дожимная (суммарной мощностью 54 МВт) и головная (суммарноймощностью 90 МВт) компрессорные станции, установка комплексной подготовки газа, три электростанции общей мощностью почти 40 МВт, магистральный газопровод протяженностью 280 км с коммерческим узлом учета газа.

На момент создания, в 2004 году, предприятие получило лицензии на право пользования недрами Пякяхинского, Салекаптского, Южно-Мессояхского, Хальмерпаютинского, Варейского и Находкинского лицензионных участков.

Структурно ТПП «Ямалнефтегаз» включает Находкинский газовый промысел, нефтегазоконденсатный промысел Пякяхинского месторождения.

Находкинское месторождение, находится в эксплуатации с 2005 года. Месторождение расположенов юго-западной части Гыданского полуострова, в 32 километрах от побережья Тазовской губы. По состояниюна 01.01.2015 года всего здесь пробурено 69 скважин, из них 6 поисково-разведочных, 3 контрольных. Эксплуатационный фонд составляет 60 скважин. Сбор сырого газа от кустов газовых скважин Находкинского месторождения производится по шести газосборным шлейфам. Подготовка сырого газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа (далее УКПГ), работающей по принципу низкотемпературной сепарации и предполагает доведение качества поступающего на УКПГ газа до требований СТО Газпром 089-2010. От промысла проложен 117 км. магистральный газопровод Находка — Ямбург с 22-километровым подводным двухтрубным переходом через Тазовскую губу. Начальные извлекаемые запасы природного газа Находкинского месторождения составляют243,2 млрд. кубометров, нефти — 4 млн. тонн. По состоянию на 01.01.2015 год с начала разработки промысла добыто 72.6 млрд. кубометров природного газа.

В 2013 году введена головная компрессорная станция (далее — ГКС). Мощность первой очереди ГКС составляет 18 млрд. метров кубических газа в год, при вводе второй очереди максимальная мощность достигнет 27 млрд. метров кубических газа в год. Ввод ГКС позволил обеспечить транспорт газа с Ванкорской группы месторождений ОАО «Роснефть» в газотранспортную систему Газпрома. В 2014 годупроизведен запуск в работу дожимной компрессорной станции, которой предстоит обеспечить технологию подготовки газа до требований СТО Газпром.

В 2009 году ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» приступило к обустройству нового перспективного месторождения на Ямале — Пякяхинского. Начальные извлекаемые запасы месторождения по состоянию на начало 2015 года составляют 69 млн. тонн нефти и 253,6 млрд. кубометров природного газа. Всего на Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из них — 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых. Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планируетсяв 2016 году одновременно с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье — Пурпе» (АК «Транснефть»). Сейчас ведется эксплуатационное бурение, которому предшествовало строительство энергокомплекса, обеспечившего промысел собственной электроэнергией. С 2014 года предприятие приступило к активной фазе обустройства месторождения: осуществляется строительство установки комплексной подготовки газа, установки подготовки нефти, установки деэтанизации и стабилизации конденсата, обустройство производственной базы промысла, вспомогательных объектов и наращивает темпы бурения нефтяных и газоконденсатных скважин.

Следующим этапом освоения месторождений Большехетской впадины станет ввод в эксплуатацию Хальмерпаютинского, Южно-Мессояхского, Салекаптского, Северо-Хальмерпаютинского месторождений. Все эти участки примерно на одной, вытянутой на 300-400 км линии, между Ямбургом и Ванкором. С 2013 года эти месторождения связал между собой магистральный газопровод, по которому транспортируется газ с Ванкорского месторождения (ОАО Роснефть) и Находкинского. Газ с этих промысловтранспортируется через головную компрессорную станцию, расположенную на Находкинском месторождении в газотранспортную систему «Газпрома», а жидкие углеводороды, планируемые к добычес 2016 года, в строящийся нефтепровод «Заполярье — Пурпе» (АК «Транснефть»).

В целом на месторождениях Большехетской впадины предполагается добывать до 22,5 млрд. кубометровгаза и до 4,5 млн. тонн жидких углеводородов ежегодно.

Западная Сибирь на протяжении полувека была и долго будет оставаться главной энергетической базой России. Задача всех, кто сегодня участвует в разработке Тюменской нефтегазоносной провинции, — добывать нефть и газ рачительно, чтобы запасов углеводородов хватило еще на несколько поколений россиян, чтобы при этом не пострадала уникальная природная среда этого края и чтобы из года в год росло благосостояние жителей региона.

Многолетний производственный опыт, знания и высокий профессионализм коллектива ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» вселяют уверенность, что мы и впредь будем успешно справляться с этими задачами. Мы проводим уникальные, сложнейшие энергетические проекты, используя в своей работе инновационные подходы, не имеющее аналогов оборудование, и вносим значительный вклад в укрепление социальной стабильности регионов, на территории которых ведет свою деятельность предприятие — Югры, Ямала и Тюменской области.

Сегодня коллектив ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» с оптимизмом смотрит в будущее. Мы провели активную работу по созданию сбалансированной системы развития предприятия. В результате была выстроена среднесрочная стратегия развития ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», которая позволит нам в течение 3-5 лет значительно нарастить добычу нефти и газа и провести серьезную работу по восстановлению ресурсной базы. Сбалансированная система развития предприятия послужит в свою очередь столь же сбалансированному укреплению социально-экономического сотрудничества с органами власти Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

Основа любого добывающего предприятия — его сырьевая база. Текущие извлекаемые запасы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» превышают 14 млрд. барр. н. э. Предприятию принадлежит 102 лицензионных участка, в том числе 72 — на разведку и добычу углеводородов. Суммарная площадь лицензионных участков — 59,9 тыс. км2.

Пополнение ресурсной базы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ведется за счет открытия новых месторождений нефти и газа и новых продуктивных пластов на действующих месторождениях. В 2010-2011 гг. приобретены Новоортьягунский лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» и Северо-Егурьяхский -2 лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз». В 2011 г. получены лицензии для геологического изучения недр в целях поисков и оценки углеводородного сырья в пределах Икилорского, Северо-Егурьяхского -1, Северо-Ватьеганскогоучастков, приобретен Марталлеровский лицензионный участок с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. В 2012 году ресурсную базу Общества пополнили Восточно-Икилорскийучасток и участок недр федерального значения, включающий в себя Имилорское, Западно-Имилорскоеи Источное месторождения. В 2013 г. получены лицензии для геологического изучения недр в целях поисков и оценки углеводородного сырья в пределах Северо-Выинтойского 1 и 2, Западно-Валюнинского 1 и 2,Северо-Новоортъягунского 1 и 2, Западно-Вынгапуровского участков, получена лицензия с целью разведки и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Эйтьянского участка по факту открытия одноименного месторождения. В 2014 году получена лицензия на право пользования участком недр Восточно-Янчинский.

В 2014 году на месторождениях Общества проведена сейсморазведка 3D в объеме 3173 км2,2D в объеме 1910 пог. км, пробурено 55 082 метров горных пород в поисково-разведочных скважинах. В результате комплексного изучения геологического строения месторождений запасы промышленных категорий увеличились на 42 млн. тон. За счет геологоразведочных работ восполняемость запасовУВС составила 78%, в том числе по нефти 40%.

Перспективным регионом для геологоразведки является Ямало-Ненецкий автономный округ, где расположены 8 лицензионных участков Общества. Ресурсный потенциал Общества на 77% составляютперспективные территории ЯНАО, из них большая часть 62% приходится на долю газа.

Программа геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на 2013-2015 годыпредусматривает активную сейсморазведку, бурение поисковых и разведочных скважин на территории лицензионных участков. За счет планомерного развития технологий геологоразведки предприятие существенно повышает эффективность разработки запасов углеводородов.

Благодаря активному внедрению новых технологий повышения нефтеотдачи пластов объем годовой добычи нефти в 2014 году составил более 43,5 миллионов тонн.

Более 51% запасов в Западной Сибири находится в коллекторах с низкой проницаемостью, поэтому месторождения «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» стали экспериментальной площадкой для применения новых технологий бурения и повышения нефтеотдачи пластов.

Для повышения извлекаемости нефти используется более 20 видов технологий гидроразрыва пласта: глубокопроникающего, селективного ГРП с применением различных водоизолирующих композиций, технологии ГРП в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием.

В ТПП «Когалымнефтегаз» в 1997 году построен малотоннажный НПЗ мощностью 250 тыс. тонн в год. В 2005-м на заводе был введен в эксплуатацию второй пусковой комплекс — гидроочистки широкой фракции углеводородов и каталитического риформинга мощностью 126 тыс. тонн в год. Сегодня мощность когалымского завода по нефтепереработке составляет 350 тыс. тонн в год. Выпускаемая продукция — автомобильный бензин Регуляр-92 по ГОСТ Р 51105-97, соответствующий 5 классу Технического регламента, дизельное топливо ЕВРО по ГОСТ Р 52368-2005, соответствующий 4 классу, топливо для реактивных двигателей марки ТС-1, битум дорожный марки БНД 90/130.

В ТПП «Урайнефтегаз» нефтеперерабатывающий завод мощностью 100 тыс. тонн в год построен в 1995-м. В том же году введена в эксплуатацию установка атмосферной перегонки нефти, и получена первая продукция зимнего и летнего дизельного топлива. В 1997 году введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга. Сырьем служит нефть месторождений ТПП «Урайнефтегаз». Завод выпускает автомобильный бензин Регуляр-92 по ГОСТ Р 51105-97, соответствующий 5 классу Технического регламента, и фракцию дизельного топлива по СТО 45784016-002-2014.

Продукты переработки двух заводов реализуются в адрес ООО «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт», с дальнейшей реализацией мелким оптом сервисным предприятиям и на АЗС. Продукция НПЗ неоднократно отмечалась наградами. Так, например, неэтилированные автомобильные бензины маркиРегуляр-92 и Премиум-95, а также дизельное топливо признаны «Лучшими товарами Югры».

В 2002 году в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» вошел Локосовский газоперерабатывающий комплекс, построенныйв 1983-м для переработки попутного нефтяного газа с месторождений Нижневартовского и Сургутского районов. С приобретением нового актива было принято решение о техническом перевооружении завода, разработана программа по утилизации попутного нефтяного газа с месторождений общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

В 2004 году на базе Локосовского газоперерабатывающего комплекса было создано управление по переработке попутного нефтяного газа (УППНГ) ТПП «Лангепаснефтегаз», а в 2005-м построен товарный парк с наливной эстакадой по отгрузке широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового бензина для последующей отправки потребителям в железнодорожных цистернах. Продукция УППНГ — сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов, бензин газовый стабильный и пропан технический — поступает на предприятия группы «ЛУКОЙЛ» и сторонним потребителям.

В 2006 году была проведена реконструкция Локосовской дожимной компрессорной станции, что позволило осуществлять перекачку газа в двух направлениях: на сургутские ГРЭС и в магистральный газопровод «Уренгой — Сургут — Челябинск».

В 2007-м в результате реконструкции объектов прием газа в переработку увеличен с 1 млрд. кубометровдо 2,1 млрд. кубометров в год.

Обеспечение безопасности работников, создание комфортных условий для их труда — один из основных приоритетов, заявленных в «Политике ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке». Для решения этих задач создана и успешно функционирует система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды, которая включает обеспечение требований пожарной безопасности, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций. Она построена в соответствии с действующим Российским законодательством на основе лучшей отечественной и зарубежной практики. Деятельность предприятия в этом направленииоценивала международная сертификационная компания «Бюро «Веритас» и признала, что система менеджмента качества, безопасности труда, охраны здоровья и окружающей среды в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» соответствует требованиям международных стандартов ISO 9001,ISO 14001 и OHSAS 18001.

На месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» ведется работа по повышению надежности технологического оборудования, обеспечению его безопасной и безаварийной работы, внедрению современных информационных технологий, методов технической диагностики и дистанционного мониторинга, осуществлению корпоративного надзора и внутреннего аудита за соблюдением законодательных требований промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды.

В рамках Программы промышленной безопасности и охраны труда проводится специальная оценка условий труда. Ее результаты позволяют идентифицировать вредные и опасные производственные факторы и минимизировать производственные риски возникновения профессиональных заболеваний, обеспечить безопасные условия труда работников и защиту здоровья персонала. Во всех подразделениях созданы аттестационные комиссии. Еще одним звеном системы управления охраной труда в предприятии являются взаимопроверки между предприятиями. Этот вид производственного контроля имеет свои положительные моменты, поскольку специалисты предприятий перенимают опыт организации работы в области охраны труда.

Помощь специалистам служб охраны труда и промышленной безопасности оказывают уполномоченные по охране труда, которые избираются профсоюзными организациями подразделений и наделены большими полномочиями. Уполномоченные выявляют вредные факторы производственной среды, влияющие на безопасность и здоровье персонала, осуществляют контроль за соблюдением санитарных правил и норм, совместно с другими службами разрабатывают профилактические меры, направленные на обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации объектов и оборудования.

Территориально-производственному предприятию «Ямалнефтегаз» присуждены звания победительсмотра-конкурса «Охрана труда» и «Лидер безопасности» по результатам второго этапа смотра-конкурса«Охрана труда среди организаций группы «ЛУКОЙЛ». В смотр-конкурсе средитерриториально-производственных предприятий Общества по специальности «Лучший специалист по охране труда» 1 место занял ведущий инженер по охране труда ТПП «Повхнефтегаз» Хамитов Ринат Расимович, 2 место Михелева Галина Владимировна ТПП «Лангепаснефтегаз», 3 место Залисная Анастасия Сергеевна ТПП «Когалымнефтегаз».

«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» удостоена «Сертификата доверия» по итогам проекта Ханты-Мансийскогоавтономного округа-Югры «Добровольное декларирование работодателями соответствия условий и охраны труда требованиям трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права». Цель проекта — достижение нового качественного уровня защиты трудовых прав работников на территории автономного округа, повышение привлекательности предприятий и организаций на рынке труда.

В 2014 году затраты на выполнение программы промышленной безопасности, улучшения условий и охраны труда, предупреждения чрезвычайных ситуаций составили 2 миллиарда 181 миллион рублей.

Изобретение относится к устройствам для сепарации сырой нефти в установках учета нефти и может использоваться на скважинах, дожимных насосных станциях и других установках. Сепаратор включает горизонтальную емкость с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, и сливную полку. Высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части. Сепаратор снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости. Площадь сечения просвета и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти. Технический результат состоит в улучшении качества сепарации. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

Известен сепаратор для установок учета нефти, включающий емкость, сливную полку. (Сепаратор АГЗУ (Автоматизированные групповые замерные установки) типа “Спутник-А”).

Наиболее близким устройством того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является сепаратор, включающий горизонтальную емкость, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, (авт. свид. СССР №1318246, кл. B 01 D 19/00, 1987 г.) – принят за прототип.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата, принятого за прототип, относится то, что в известном сепараторе нестабильные условия сепарации из-за циклических колебаний уровня жидкости и давления, что ухудшает условия сепарации и способствует уносу пузырьков свободного газа нефтью.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном сепараторе, включающем горизонтальную емкость с входными и выходными патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части, сепаратор также снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Для уменьшения сопротивления перетоку жидкости из сепарационной части в измерительную и обеспечения достаточного зеркала испарения в сепарационной части вторая перегородка имеет просвет между дном емкости и ее нижней кромкой, которую располагают таким образом, что площадь поперечного сечения между двумя перегородками на уровне нижней кромки второй перегородки больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Такое выполнение сепаратора обеспечивает стабильные условия сепарации, практически полное выделение газа из нефти.

На чертеже представлен сепаратор для установок учета нефти – общий вид.

Сепаратор включает горизонтальную емкость 1 с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка 2, высота которой равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на технологическую 3 и измерительную 4 части, сливную полку 5, вторую перегородку 6, установленную в технологической части емкости с просветом между ее нижней кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости. Сепаратор содержит также регулятор уровня 7, расположенный в измерительной части емкости, запорный клапан 8, счетчик 9 на выходе нефти, регулятор перепада давления 10, брызгоулавливатель 11, установленные на патрубке вывода газа.

Продукция скважин поступает в сепаратор через патрубок ввода (см. чертеж) и по наклонной сливной полке 5 стекает в противоположный конец емкости 1 и медленно течет по технологической (сепарационной) части 3, в которой происходит окончательная сепарация – выделение пузырьков газа.

Эффективность окончательной сепарации зависит от времени пребывания нефти в емкости 1 (которое в свою очередь определяется объемом нефти в сепарационной части 3 и расходом нефти через сепаратор) и величины зеркала испарения (поверхности нефти). Уровень нефти в сепарационной части 3, следовательно, объем нефти в ней, время пребывания нефти в сепараторе и наибольшее зеркало испарения обеспечиваются высотой перегородки 2, равной радиусу емкости.

Http://revolution. allbest. ru/economy/00546702_0.html

Добавить комментарий