1.3 Организация взаимоотношений со сторонними ремонтными службами в добыче нефти

ООО «Лангепаснефтегаз» в своей деятельности может как привлекать сторонние организации для проведения каких-либо работ по ремонту оборудования для нефтедобыче, так и самому, привлекаться для выполнения каких-либо работ, в качестве сторонней организации.

Как правило, при таких отношениях компания-заказчик делегирует всю полноту ответственности за выполнение проекта генеральному подрядчику, который вместе с ответственностью и рисками за конечный результат получает определенную самостоятельность в ведении работ при условии соблюдения нормативно-технических регламентов и проектной документации.

Работы по ремонту могут выполняться как силами самого предприятия (отдельных работников или структурных подразделений), так и силами сторонних исполнителей. В первом случае говорят о ремонте хозяйственным способом, во втором —подрядным способом.

Ремонт является разновидностью работ, а не услуг, поэтому в случае его выполнения силами стороннего исполнителя должен заключаться договор подряда (вероятно, именно поэтому ремонт называется выполненным подрядным способом), а не договор возмездного оказания услуг. В силу договора подряда одна сторона (подрядчик) обязуется выполнить по заданию другой стороны (заказчика) определенную работу и сдать ее результат заказчику, а заказчик обязуется принять результат работы и оплатить его (статья 702 ГК РФ). Сторонним исполнителем ремонтных работ могут выступать специализированные ремонтные организации, индивидуальные предприниматели или граждане. Договор подряда на выполнение ремонтных работ помимо общепринятых положений гражданско-правовых договоров должен определять следующие существенные аспекты:

-перечень имущества, подлежащего ремонту, срок выполнения работ и их стоимость;

-производственные площади, на которых будет производиться ремонт (в подсобных и иных помещениях заказчика или исполнителя). Если ремонт производится на территории исполнителя, необходимо определить, кто должен транспортировать оборудование и за чей счет оплачиваются транспортные расходы (оплачиваются отдельно или входят в стоимость ремонта);

-порядок сдачи-приемки работ (сроки, какими документами оформляется, перечень должностных лиц, уполномоченных принимать имущество из ремонта и т.п.);

· порядок оплаты выполненных работ;

· штрафные санкции за некачественное, несвоевременное выполнение работ, за задержку оплаты работ и т.п.

Как правило, при выборе исполнителя руководствуются информацией о качестве, сроке и стоимости работ. Иными словами, из всех возможных вариантов выбирается тот исполнитель, который выполнит работы в минимальные сроки при требуемом уровне качества и за приемлемое вознаграждение. Однако законодательством установлены некоторые виды имущества, ремонт которых может выполняться только специализированными организациями, т.е. есть в таких случаях недопустимо выполнение ремонта ни собственными силами, ни силами обычных подрядчиков.

За качество проведенного ремонта генеральный подрядчик отвечает не только до момента подписания акта приемки-передачи. После подписания всех передаточных документов ,гарантийных обязательств ,ответственность за эксплуатацию скважины несут совместно подрядчик (сторонняя организация) и заказчик. Если заказчик неправильно эксплуатировал отремонтированное оборудование, гарантия аннулируется. Если же поломка происходит в течении гарантийного срока по виде сторонней организации, выполнявшей ремонт, эта организация в определенные сроки должна устранить дефект на бесплатной основе.

Среди этих унифицированных форм для оформления операций по ремонту имущества используются следующие.

Форма ОС-3 “Акт приемки-сдачи отремонтированных, реконструированных и модернизированных объектов“ применяется для оформления приемки-сдачи основных средств не только из ремонта, но и после реконструкции или модернизации. Акт подписывается работником организации, уполномоченным на приемку основных средств, и представителем ремонтного подразделения организации (при хозяйственном способе работ), после чего он передается в бухгалтерию. Далее Акт подписывается главным бухгалтером (бухгалтером) и утверждается руководителем организации или иным уполномоченным лицом.

В случае капитального ремонта в технический паспорт соответствующего объекта основных средств вносятся необходимые изменения характеристик объекта.

Если ремонт выполнен сторонней организацией (подрядным способом), акт составляют в двух экземплярах. Первый экземпляр остается в организации, второй передается ремонтной организации.

В случае осуществления капитального ремонта соответствующие данные вносятся в форму ОС-6 “Инвентарная карточка учета основных средств“.

Форма ИНВ-10 “Акт инвентаризации незаконченных ремонтов основных средств“ применяется при инвентаризации незаконченных ремонтов зданий, сооружений, оборудования и других объектов основных средств. Акт составляется в двух экземплярах ответственными лицами инвентаризационной комиссии на основании проверки состояния работ в натуре, подписывается всеми членами комиссии, после чего один экземпляр передается в бухгалтерию, второй — материально ответственным лицам.

2. Оценка эффективности организации технического обслуживания в добыче нефти в ООО «Лангепаснефтегаз»

2.1 Анализ показателей уровня технического обслуживания в добыче нефти в ООО «Лангепаснефтегаз»

В начале рассмотрим план технического обслуживания на 2014 год:

Планом 2014 года предусмотрены следующие виды работ по линейной части (табл.2.1)

Таблица 2.1-План работ ООО «Лангепаснефтегаз» на 2014 год

Вид работ	Ед. изм.	Значение
Устранение дефектов	Шт.	329
Предремонтное обследование изоляции МН	Км.	35
Предремонтное обследование изоляции ВЛ	км	40
Ремонт ограждений и площадок обслуживания на нефтепроводе	шт	3
Ремонт и замена коверов	шт	17
Берегоукрепление нефтепровода	Уч-к	3
Капитальный ремонт автотракторной техники	Ед.	12

Показатели для реализации плана ремонтных работ на плановый период была рассчитана и представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2-Показатели для реализации плана ремонтных работ ООО «Лангепаснефтегаз» на плановый период

Показатель	Отчетный год	Плановый год	Абс. Изменение планового периода к отчетному	Относит. Изменение планового периода к отчетному (%)
1.Коэффициент специализации, %	28	30	2	1,07
2. Коэффициент кооперации	72	70	-2	0,97
3.Трудоемкость ремонта, чел.час	731,8	729,7	-2,1	0,99
4.Количество рабочих занятых в ремонте, чел.	59	66	7	1,12
5.Количество текущих ремонтов	19	22	3	1,16
6.Количество технических осмотров	3630	3782	152	1,04
7.Количество кап.ремонтов	2	1	-1	0,5
8.Время простоя нефтепровода, сут.	0,23	0,22	-0,01	0,96

Из таблицы видно, что количество текущих ремонтов увеличилось на три шт., при этом идет снижение трудоемкости ремонта на 2,1 чел.час, это снижение произошло из-за увеличения числа рабочих занятых в ремонте на 7 чел., также идет увеличение коэффициента специализации на 2%, это означает, что увеличилось число ремонтов устраненных собственными силами. Время простоя нефтепровода сократилось незначительно на 0,01 сут.

Система технического обслуживания и ремонта (ТОР) скважин состоит из комплекса положений и нормативов, определяющих стратегию проведения ремонтных работ по поддержанию и восстановлению работоспособности и ресурса находящихся в эксплуатации скважинных установок.

При решении задачи обоснования требуемого уровня обобщенного показателя надежности работы нефтепромысловых систем обычно выбирают показатель эффективности технического обслуживания и ремонта скважин, характеризующий эффективность проводимых мероприятий Э, определяемый по формуле 2.1 :

(2.1)

где - показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин 2.2:

(2.2)

- показатель эффективности существующей (базовой) системы выполнения ремонтных работ на скважинах 2.3:

(2.3)

Си - затраты на ремонты скважин в исходной базовой системе;

- надежность исходной базовой системы;

b0, bn - вероятность выполнения плана одной и n бригадами при условии отсутствия отказов скважин.

Показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин объединяет в себя всю информацию о надежности и эффективности базовой и внедряемой систем и может быть использован для обоснования требований по надежности на основе сравнительного анализа эффективности рассматриваемых систем. Если ³0, то применение ТОР будет эффективнее базовой системы.

Расчет Э тор взбмем из годового отчета ООО «Лангепаснефтегаз» за 2013 год

Э=(0,97-0,7)/0,97=0,28

На ООО «Лангепаснефтегаз» применение системы ТОР эффективнее базовой системы в 2013 году, так как ³0.

Проведенные исследования для условий Ханты-Мансийского автономного округа показывают, что для обеспечения эффективности существующей на нефтяных промыслах системы технического обслуживания необходимо обеспечивать надежность системы не ниже 0,8 и 0,9 для ШСН и ЭЦН соответственно, при этом коэффициент эксплуатации не должен опускаться ниже 0,93. В современных условиях, когда фонд скважин старый, а месторождения введены в разработку в прошлом столетии, для обеспечения требуемой надежности работы необходимо принять новую схему организации ремонтных работ. При этом необходимо в качестве критерия оптимальности использовать коэффициент технической готовности и стремиться обеспечить максимальную прибыль при снижении затрат и количества отказов до минимума.

Сводные данные по эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта (планово-аварийные ТОР) установок ЭЦН на скважинах приведены в табл. 2.3.:

Таблица 2.3-Технико-экономические показатели эффективности системы ТОР в 2013 году

Месторождение	Кг, д.е.	Топт, сут.	Затраты, у.е.	Прибыль, у.е.
Урьевское	0,9712	224	9196,7	56122
Локосовское	0,9571	223,3	9296,7	55937
Чумпасское,	0,9631	203,8	9253,6	56016
Покамасовское	0,9655	243,3	9236,8	56047
Курраганское	0,9457	210,3	9380,5	55787

Коэффициент годности основных средств - коэффициент равный отношению остаточной стоимости (первоначальной стоимости основных фондов за вычетом износа) к их полной первоначальной (восстановительной) стоимости. Данными для его расчета служит бухгалтерский баланс.

Из таблицы видно, что самый высокий коэффициент готовности - на Урьевском месторождении, самый низкий – на Курраганском , а оптимальный период проведения ремонтов варьируется в пределах от 203,8 до 243,3 суток.

Используя полученные данные, можно сделать вывод о том, что применение стратегии плановых профилактик и внеплановых ремонтов в условиях месторождений ООО «Лангепаснефтегаз» наиболее эффективно. Использование этой стратегии позволяет получить высокие показатели надежности работы насосов УЭЦН при больших периодах проведения ТОР, в среднем превышающих в 3,4 раза периоды проведения ТОР при использовании стратегии плановых профилактик. Так, коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5%; при этом позволяет увеличить рентабельность работы скважины за счет снижения удельных затрат и увеличения удельной прибыли.

Сравнение полученных минимальных удельных затрат показывает эффективность проведения планово-аварийных ТОР насосов ЭЦН. Расчеты показали также, что проведение планово-аварийных ТОР в скважинах вышеперечисленных месторождений позволяет получить дополнительную удельную прибыль в размере от 4,3% до 10,5%. Но при этом уровень интенсивности отказов остается несколько выше, чем при использовании стратегии плановых профилактик.

С помощью таблицы 2.4 рассмотрим прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике:

Таблица 2.4- Прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике

Показатель	2012	2013	2013 к 2012,%
Число дней простоев скважин из-за поломок оборудования	36	28	0,78
Средняя цена простоя скважины за 1 день простоя (упущенная прибыль),тыс.руб.	287	296	1,01
Количество текущих осмотров оборудования	86	102	1,19
Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины не требуется	203	212	1,04
Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины требуется	11	9	0,82
Количество возникновения повторных поломок	3	1	0,33

Как видно из таблицы 2.4, число простоев скважин из-за поломок оборудования в 2013 году снизилось на 22%. Количество текущих осмотров оборудования увеличилось на 19%.Количество малых выявленных дефектов увеличилось на 4%, количество сильных дефектов, благодаря осмотрам, снизилось на 18%,колиество повторных поломок снизилось в 3 раза. На ООО «Лангепаснефтегаз» из-за увеличения числа текущих осмотров оборудования по добыче нефти показатели эффективности организации технического обслуживания улучшились в 2013 году.