1.3Матеріально-технічна база і виробничі потужності

Матеріально-технічна база підприємства - це комплекс технологічного, енергетичного, транспортного та інших видів обладнання, інструментів та пристосувань, будівель і споруд, необхідних для здійснення процесу виробництва. Під впливом науково-технічного прогресу і потреб виробництва, в розвитку підприємства відбуваються постійні зміни. Вводять нові, модернізують діючі машини та обладнання, вдосконалюють технологічні процеси виробництва. Стан матеріально-технічної бази виробництва характеризується не тільки кількістю, строком служби, степенем механізації і автоматизації наявного обладнання, а й енергооснащеністю виробництва, а також технічною структурою діючих основних фондів.

На формування матеріально-технічної бази підприємства впливають галузеві особливості і масштаби виробництва, характер продукції, що виготовляється, методи організації виробництва. Стан матеріально-технічної бази підприємства характеризується за допомогою системи техніко- економічних показників, яка включає оцінку рівня техніки, організації виробництва, використання виробничих фондів і т.д. Найбільш загальні показники - це коефіцієнти фондоозброєності, енергоозброєності праці, механізації і автоматизації виробництва, коефіцієнти змінності роботи обладнання, коефіцієнт придатності обладнання. Узагальнюючим показником рівня матеріально-технічної бази є випуск продукції на 1 грн. вартості основних фондів, тобто фондовіддача.

Розглянемо виробничо-технічну базу НГВУ ГПУ Пасічнянський газопромисел.

Доскладу основних фондів підприємства станом на 1.01.2010 р. входять:

-будівлі -424,7 тис.грн.;

-споруди - 924,1 тис.грн;

-свердловини - 6762,5 тис.грн.;

- передавальні пристрої - 577,8 тис.грн.;

- машини та обладнання - 4618,7 тис.грн.;

- транспортні засоби - 1514,7 тис.грн.;

- інструменти, прилади - 365,3 тис.грн.;

- інші основні засоби - 66,5 тис.грн.;

- інші НМА - 159,0 тис.грн.

Таким чином, найбільша доля у складі основних фондів припадає на свердловини ( 44 % ). Виробнича потужність підприємства характеризує максимально можливий річний обсяг випуску продукції (видобутку й переробки сировини або надання певних послуг) заздалегідь визначених номенклатури, асортименту та якості за умови найбільш повного використання прогресивної технології та організації виробництва.

Одиниці виміру виробничої потужності підприємств застосовуються різні залежно від характеру виробництва та галузевої підпорядкованості. Загальне правило таке: виробнича потужність визначається в тих самих одиницях виміру, в яких планується та здійснюється облік продукції, що виготовляється (послуг, що надаються). Здебільшого це натуральні або умовно натуральні вимірники за вадами продукції (послуг). Для багатономенклатурних виробництв потужність може визначатися також вартісним показником усього обсягу продукції (послуг). У паспорті такого підприємства потужність позначають двома вимірниками: у чисельнику — натуральні показники за видами продукції; у знаменнику — загальний вартісний (грошовий) показник.

Наука та практика господарювання виокремлюють три види потужності підприємства: проектну, поточну (фактично досягнуту), резервну. Проектною є потужність, яка визначається в процесі проектування, реконструкції (розширення) діючого або будівництва нового підприємства: вона вважається оптимальною, оскільки склад і структура устаткування відповідають структурі трудомісткості запроектованої номенклатури продукції, і має бути досягнута протягом нормативного терміну її освоєння. Поточна (фактично досягнута) виробнича потужність визначається періодич­но у зв'язку зі зміною умов виробництва (номенклатури і структури трудомісткості продукції) або перевищенням проектних показників. При цьому обчислюють вхідну (на початок року), вихідну (на кінець року) та середньорічну потужність підприємства. Резервна потужність повинна формуватись і постійно існувати в певних галузях національної економіки: електроенергетиці і газовій промисловості — для покриття так званих пікових навантажень в електро- та газових мережах, надійного забезпечення енергоресурсами споживачів на період виконання ремонтно-аварійних робіт; харчовій індустрії — для переробки істотно збільшеного обсягу сільськогосподарської сировини, що швидко псується, у високоврожайні роки; на транспорті — для перевезення збільшеної кількості пасажирів у літні місяці; в машинобудуванні та інших галузях — для підготовки виробництва та освоєння випуску нових видів устаткування (агрегатів, приладів) і конструкційних матеріалів тощо.

Величина виробничої потужності підприємства формується під впливом багатьох чинників. Головними з них є :

номенклатура, асортимент та якість продукції, що виготовляється; кількість встановленого устаткування, розміри і склад виробничих площ, можливий фонд часу роботи устаткування та використання площ протягом року;

прогресивні техніко-економічні норми продуктивності й використання устаткування, зняття продукції з виробничих площ, нормативи тривалості виробничого циклу та трудомісткості продукції, що виробляється (послуг, що надаються).

Виробничі потужності підприємств обчислюються за відповідними галузевими основними положеннями, що відображають особливості конкретних галузей. Проте існують спільні для більшості галузей економіки методичні принципи розрахунку виробничих потужностей діючих підприємств.

1. Виробничу потужність підприємства визначають за всією номенклатурою продукції. При цьому проводять можливе звуження номенклатури, об'єднуючи окремі ви роби в групи за конструктивно-технологічною єдністю з визначенням для кожної з них базового представника. Решту виробів даної групи приводять до характеристик цього представника за допомогою розрахункового коефіцієнта трудомісткості. Якщо підприємство випускає кілька видів різної продукції, то виробнича потужність визначається окремо для кожного виду виробів. За розрахунків потужності багатономенклатурних виробництв у грошовому виразі обов'язково додається виробнича програма підприємства, стосовно якої визначено потужність.

2. Виробнича потужність підприємства встановлюється, виходячи з потужності провідних цехів (дільниць, технологічних ліній, агрегатів) основного виробництва з урахуванням заходів для ліквідації вузьких місць і можливого внутрішньовиробничого кооперування. До провідних належать ті виробничі підрозділи підприємства, які виконують головні технологічні процеси (операції) і мають вирішальне значення для забезпечення випуску профільних видів продукції. Наприклад, для ГПУ Пасічнянський газопромисел провідними підрозділами являються цехи з видобутку нафти та газу (ЦВНГ 1, ЦВНГ 2, ЦВНГ 3), оскільки саме вони займаються видобуванням нафти та газу.

3. У розрахунки виробничої потужності підприємства включають:

а) усе чинне і нечинне внаслідок несправності, ремонту та модернізації устаткування основних виробничих цехів;

б) устаткування, що перебуває на складі і має бути введене в експлуатацію в основних цехах протягом розрахункового періоду;

в) понаднормативне резервне устаткування;

г) понаднормативне устаткування допоміжних цехів, якщо воно аналогічне технологічному устаткуванню основних цехів.

4. Виробничу потужність підприємства треба обчислювати за технічними або проектними (не перевершеними) нормами продуктивності устаткування, використання виробничих площ і трудомісткості виробів, нормами виходу продукції з урахуванням застосування прогресивної технології та досконалої організації виробництва. За браком таких норм можна використовувати власні розрахункові технічні норми, які враховують прогресивні досягнення значної кількості (20-25%) робітників однакових професій і ланок виробництва.

5. Для розрахунків виробничої потужності підприємства береться максимально можливий річний фонд часу (кількість годин) роботи устаткування. На підприємствах з безперервним процесом виробництва таким максимально можливим фондом часу роботи устаткування є календарний фонд (8760 годин на рік) за мінусом часу, необхідного для проведення ремонтів і технологічних зупинок устаткування.

Виробничі потужності ГПУ Пасічнянський газопромисел - це видобування нафти та нафтового газу, виконання норм відбору нафти, закачка води в пласт, проходка при бурінні свердловин.

Видобуток нафти і нафтового газу проводиться на 13 родовищах: Бориславському, Мельничанському, Орів- Уличнянському, Заводівському, Південно-Стинавському, Старосамбірському, Східницькому, Новосхідницькому, Коханівському,Блажівському, Південно- Монастирецькому, Стрільбицькому, Верхньомасловецькому. Більшістьродовищ знаходяться в пізній і заключних стадіях розробки: в значніймірі виснажені і обводнені, характеризуються зниженням видобутку. В дослідно-промисловій експлуатації знаходяться Верхньомасловецьке родовище.

Видобуто в 2009 році - 104,005 тис. тонн нафти.

Нафтового газу видобуто - 45,003 млн.мЗ.

Відповідно цехами по видобутку нафти і газу:

• ЦВНГ-1 - заплановано 26,119 тис.тонн нафти і 25,148 млн.мЗ газу,видобуто 29,549 тис.тонн нафти і 29,4 млн.мЗ газу.

• ЦВНГ-2 - заплановано 59,345 тис.тонн нафти і 6,386 млн.мЗ газу, видобуто 55,072 тис.тонн нафти і 7,035 млн.мЗ газу.

• ЦВНГ-3-заплановано 18,536 тис.тонн нафти і 7,466млн.мЗ газу,видобуто 19,383 тис.тонн нафти і 8,508 млн.мЗ газу.

Глибинно-насосний видобуток склав 89,165 тис.тонн нафти, ЕДН

(електроплунжерним діафрагмовим насосом) видобуто 1,284 тис.тонн, фонтанний 13,515 тис.тонн нафти, що становить відповідно 85,73%, 1,23% та 13,04%.

Норми відбору нафти в цілому по підприємству виконані на 100%.

Перевиконані норми відбору (+171т.) по Орів-Уличнянському родовищу за рахунок дії від проведених ОПЗ Реною 2210 на свердловинах №№35-Ул, 101 -Op, 1 ОО-Ор.

Перевиконані норми відбору по Заводівському родовищу (+606т.) за рахунок дії від раніше проведених ГТЗ в 2006р та депарафінізації НКТ за допомогою установки „ Колтюбінг" на св. №52,9,74,14.

Перевиконані норми відбору по Мельничинському родовищу (+305т.)за рахунок проведення ОПЗ Реною 2210 на св. №2 Н.Стинава.

Перевиконані норми відбору по Бориславському родовищу (+4032т.) за рахунок проведення потужного гідророзриву та кислотного гідророзриву на св. №1601,1605,1608,П-38.

Перевиконані норми відбору по Новосхідницькому родовищу (+151 т.) за рахунок оптимізації роботи свердловин №№ 3,5,30 .

Причиною невиконання відбору по Старосамбірському родовищу (-1927т.) є перебування у простої свердловин №№ 14,65,73,78,79,80,81,95.

Причиною невиконання норм відбору по Стрільбицькому родовищу (-43 т.) є пребування у очікуванні та підземному ремонті та бездії свердловини № 45.

Причиною невиконання норм відбору по Коханівському родовищу (-457т) є простій свердловин №1,26-Коханівка із-за несвоєчасного ремонту свердловини як підземного так і наземного обладнання.

Причиною невиконання норм відбору по Верхньо-Масловецькому родовищу (-2495т) є тимчасове призупинення дії ліцензії ( родовище поновило роботу 14.05.09р) та відтермінування передачі на баланс ГПУ з серпня на грудень 2009р. свердловини №30.

По Блажівському родовищу невиконані норми відбору (-1т.)

Отже, основною причиною невиконання норм відборів є призупиненнядії ліцензії на розробку Верхньо-Масловецькому родовища, значна кількість свердловин що перебували в очікуванні та підземному ремонті а також відтермінування дат передачі на баланс ГПУ свердловин з буріння .

Всього по бурінню у 2009 році було заплановано пробурити 2653 м. Фактично пробурено 2512м.

По розвідувальному бурінні планувалося пробурити 22 м. Фактично пробурено по розвідувальному бурінні 22м.

Буріння нових експлуатаційних свердловин в 2009 році планувалося. № 80 Старий Самбір-549 м ;№ ЗО Верхньо-Масловецька-1500м, відновлення св № 33-Улично -5 82м. Свердловина прийнята на баланс ГПУ 10.06.07р. Фактично пробурено по експлуатаційному бурінні 2490 м. Св № 80 Старий Самбір прийнята на баланс 31.08.09р, св № 30 Верхньо- Масловецька прийнята на баланс 31.12.09р,Св № 33-Улично прийнята з відновлення 23.07.09р.

Приріст запасів нафти в 2009 році планувався. Проте в зв'язку з тим , що при випробовуванні об'єктів на свердловині свердловині №14 Стара Сіль не отримано припливу нафти і газу приросту запасів не було. З метою підвищення коефіцієнту вилучення нафти з надр та утилізації пластових вод проводиться закачка води в продуктивні пласти Бориславського, Східницького, Орів-Уличнянського та Старосамбірського родовищ.

Згідно встановленого завдання по підприємству планувалось закачати в продуктивні пласти 288 тис. м³, фактично закачано 318,378тис. м³.

По Старосамбірському родовищу завдання по закачці води становило 80 тис.мЗ фактично закачано 88,441 тис. м³. По Східницькому родовищу виконання становить 22,859 тис. м³.

По Бориславському родовищу планувалось закачати 15 тис.м³ води фактично закачано 186,033 тис. м³, по Орів-Уличнянському родовищу планувалось закачати 21 тис. м³ і закачано 21,045 тис.м³ води.

В цілому по підприємству завдання по закачці води в продуктивні пласти виконано на 110,55%.

Одержаний ефект від підтримання пластового тиску закачкою води І становить 14,250 тис. тонн нафти, в тому числі по Бориславському і родовищу 4,7 тис. тонн, Східницькому 0,15 тис.тонн, Орів-Уличнянському 1,0 тис. тонн, Старосамбірському 8,4 тис. тонн.

Станом на 1.01.2010р. експлуатаційний фонд нафтових свердловин складає 775, із них діючий фонд 541, бездіючий фонд 233 свердловини. Експлуатаційний фонд збільшився в зв'язку з вводом з буріння 2 -х свердловин №-30 В.М. Верхньомасловецького родовища та № 80- Ст.С. Старосамбірського родовища.

Загальний фонд свердловин по підприємству складає 3148.

По родовищах ГПУ з бездіючого фонду з минулих років виведено 60 свердловин:

• Східницьке родовище 14 свердловин.

• Старосамбірське родовище 1 свердловина.

• Бориславське родовище - 41 свердловина.

• Орів -Уличнянське родовище - 2 свердловини.

• Верхньомасловецьке родовище 1 свердловина.

• Заводівське родовище 1 свердловина Південностинавське родовище.

Перевід свердловини 1- П.Ст. з консервації з 1.11.09р. в експлуатаційний фонд (без- діючий).

В консервації знаходяться дві свердловини : одна нафтогазова 32- Коханівка Коханівського родовища , одна газова свердловина 21-Хащів- Лопушанського родовища .

В очікуванні ліквідації 14 свердловин:

12 -нафтових -№ 112, 267, 195, 378, 929, 1607, П-22 - Бориславського, №38,90,97,99-Східницького ,№11 Семигинів -Стинавського родовищ.

1-газова-21-Іваниківського родовища,1 -нагнітальна - МЕП-1 Бориславського родовища.

Ліквідованих після експлуатації 1837 - нафтових і 1 газова. j

Ліквідованих після буріння -235 нафтових і 1 газова.

Експлуатаційний фонд нагнітальних свердловин складає 37 із них діючий фонд - 15 свердловин , 22 свердловини знаходиться в бездіючому фонді.