Оборотные и основные фонды. Их использование в ТЭК

Прочие

Скот рабочий и многолетние насаждения

.Нематериальные основные фонды

Информация о геологических изысканиях и разведке недр, полученная предприятием в результате выполнения этих работ и оказывающая влияние на производственную деятельность этих предприятий в течение ряда лет. Компьютерное программное обеспечение и базы данных, которые предприятие предполагает использовать в производстве более 1 года, независимо от того, куплены они на рынке или произведены для собственного использования.

2.1. Пути повышения эффективности использования основных фондов

Предприятия нефтегазодобьичи, нефтегазопереработки и системы транспорта и хранения нефти и газа относятся к числу фондоемких производств, поэтому эффективность использования основных фондов в значительной степени влияет на эффективность работы предприятия в целом.

С улучшением использования основных производственных фондов обеспечивается:

• увеличение объема производства (выполнения работ) без дополнительных капитальных вложений;

• ускоренное обновление средств труда, что сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу;

• снижение себестоимости продукции (работ) за счет

амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции (работ).

Главные резервы и пути улучшения использования основных фондов на предприятиях нефтегазодобычи, нефтегазопереработки и системы транспорта и хранения нефти и газа можно представить.

Помимо рассмотренных резервов и путей улучшения использования основных фондов следует отметить такие важные направления как совершенствование снабжения и оперативно-производственного планирования, а также совершенствование материальной мотивации труда и другие мероприятия.

2.2. Анализ основных фондов, обеспечивающих доставку продукции до

конечного потребителя

В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге. На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.

Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны(Ленский, Амурский) и северному морскому пути.

Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной промышленности. В настоящее время система нефтепроводного транспорта России состоит из более 50 тыс.км магистральных нефтепроводов пропускной способностью более 450 млн.т/год. Протяженность нефтепродукопроводов превышает 20 тьтс.км, в том числе более 15 тыс.км магистральных и 5 тыс.км распределительных; годовая мощность нефтепродуктопроводной системы превышает 50 млн.т. Вместимость резервуарных парков нефти превышает 15 млн.м3, нефтепродуктов — 5 млн.м3.

Единая система газоснабжения (ЕСИ) России включает более 150 тьис.км магистральных газопроводов ( однониточном исчислении) и почти б тыс.км — газопроводов отводов, около 4 тыс.км составляют магистральные газопроводы вне ЕСИ. Активный объем подземных хранилищ газа на территории РФ составляет более 60 млрд.м3, пропускная способность газотранспортной системы — около 700 млрд.м3/год.

В настоящее время среднесетевая нагрузка магистральных нефтепроводов превышает 90%, нефтепродуктопроводов -50%. Уровень загрузки магистральных газопроводов в зависимости от региона и сезонности составляет от 20 до 100%.

Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 27 лет при нормативе 30 лет, износ ОФ нефтепродуктопроводов и резервуарных мощностей превышает 70%, газотраНспортной системы составляет 55%, при этом более 15% газопроводов выработали нормативный срок службы.

Реализуемый в нефтегазовом комплексе (КГК) России курс на диверсификацию внутрироссийских и экспортных поставок, организацию прямого выхода на крупнейших платежеспособньтх потребителей нефти и газа полностью соответствует долгосрочным экономическим процессам. дальнейшее развитие систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа остается приоритетной задачей развития НГК и экономики страны в целом. Исходя из географических интересов страны и глобальных процессов в системе добычи и использования энергоносителей , главными направлениями развития систем транспорта нефти являются:

• Северо-Атлантическое;

• Юго-Западное;

• Тихоокеанское;

В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года.

2.3. Повышение уровня компьютеризации и автоматизации основных и

вспомогательных процессов на предприятиях ОЛО «Роснефть», ОЛО

«Зарубежнефть», ОЛО «Лукойл», ОЛО «Газпром»

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти.

В условиях глобализации без современных систем автоматизации процессов и бизнес операций предприятиям ТЭК не выжить в конкурентной борьбе. В ближайшие 5 лет рынок систем автоматизации процессов будет расширяться на 9,6 % в год. В 2006 году он составил 30 млрд.долл., а в 2011 году достигнет 47 млрд.долл. технологии автоматизации процессов способствуют достижению бизнес-целей в совершенствовании использования производственных мощностей, выходов и качества продуктов, эксплуатационной готовности, безопасности, гибкости и поставок. Постоянный рост эксплуатационных затрат в добывающей и обрабатывающей промышленности не оставляет владельцам иного выбора, кроме как совершенствования производства, где технологии автоматизации играют ключевую роль.

При использовании на месторождении технологии самоорганизующей беспроводной сети доставка данных пользователю обеспечивается с 99%-ой надежностью, при этом стоимость установки такой сети много меньше установки аналогичной проводной сети. Интеллектуальные беспроводньие сети (ИБС) могут использоваться для дистанционного управления добычей и средствами распределения и сбыта продукции.

Применение беспроводных сетей может улучшить мониторинг:

Использования источников энергии;

• Выбросов при срабатывании предохранительных клапанов;

• Использования вращающегося оборудования;

• Использования защитных потоков жидкости;

• Появления пламени, газа и дыма;

• Разливов и утечек;

• Теплообменников и фильтров;

• Состояния запорной арматуры и клапанов

(открыты/закрыты);

• Коррозии оборудования и труб.

Необходимые задачи, включая просмотр и реагирование на сигналы тревоги, могут решаться с помощью удаленных компьютеров со специальными прикладными программами.

Комбинированная система, включающая беспроводную промысловую сеть и кабельную коммуникационную сеть платформы, позволяет решать существующие и будующие задачи и поможет быстрее и эффективнее управлять всем промыслом.

2.4. Предполагаемое развитие основных фондов в перспективе добычи

углеводородов до 2030 года.

Прогнозы добычи углеводородов осуществимы при условии, что государство и нефтегазовые компании разработают и реализуют программу развития технико-технологического обеспечения работ на шельфе и прилегающей береговой инфраструктуры. Безусловно, необходимо учитывать специфику шельфа России: наибольшие ресурсы углеводородов приурочены к арктическим и дальневосточным районам с суровым климатом и сложными ледовыми условиями, что требует специальной техники при обустройстве и обслуживания судами ледового класса.

Значительная роль в обеспечении важнейшей информацией о природных условиях (волнах, течениях, температурах, льдах и др.) принадлежат исследовательским судам. Многие из них в ближайшие годы подлежат списанию, и их нельзя включать в долгосрочную программу исследовательских работ. Между тем к 2030 г. потребуется до 40 исследовательских судов, в основном ледового класса.

Значительной прогнозируется потребность в плавучих буровых установках разных типов для проведения поисково-разведочных работ, применительно к особенностям акваторий Баренцева, Охотского и Каспийского морей, для разных глубин и природных условий: самоподъемные установки (СГiБУ), полупогружные буровые установки (ШIБУ), буровые суда (БС) и установки на «воздушной подушке» для мелководъя. до 2030 г. может потребоваться более 30 буровых установок различного типа.

Ниже описаны расчетные потребности в платформах для добычи нефти. Можно видеть, что в Баренцевом море каждую пятилетку, начиная с 2010 г., необходимы от двух до четырех новых платформ, включая оборудованные хранилищами нефти.

для Охотского моря, где уже ведется опытно-промышленная добыча нефти, уже до 2010 г. потребуется две новые платформы, а к 2030 г. общее число платформ достигнет 16.

Что касается нефтеперевалочных комплексов, то для Баренцева моря такой стационарный комплекс организуется в Кольском заливе. Установлен танкер-накопитель «Белокаменка», самый крупный в России, дедвейтом более 300 тыс.т для перевалки нефти с челночных танкеров на магистральные. Уже построен отгрузочный терминал в районе нос. Варандей, который в 2008 г. должен обеспечить траспортировку почти б млн.т. нефти и который в будущем может быть использован для морских месторождений.

В Каспийском море имеется достаточно хорошо обустроенный терминал в г. Махачкале.

для достижения проектных уровней добычи газа в Баренцевом море к 2030 г. планируется каждую пятилетку, начиная с 2011 г., вводить по одной ледостойкой платформе подводно-надводного комплекса или по одному подводному комплексу на Штокмановском газоконденсатном месторождении. Всего планируется построить три таких комплекса в сочетании с системой подводных газопроводов длиной до 600 км.

В Карском море планируется ввод месторождений, прилегающих к Обско-Тазовской губе. Здесь предполагается ввод шести гравитационных ледостойких платформ и кондукторов с газопроводами, подключаемыми к действующей системе «Север-Центр».

В Охотском море планируется строительство пяти гравитационных платформ и подводно-надводных комплексов.

Транспортировка газа в современных условиях потребует не только наличия трубопроводов для отгрузки на танкеры-газовозы. Предполагается, что до 50% добьиваемого на шельфе газа будет транспортироваться именно в сжиженном виде. для этого, возможно, потребуются мощности для Баренцева моря в объеме 24,5 млн.т/год, а для Охотского до 15 млн.т/год.

для транспортировки сжиженного газа из Баренцева моря в США потребуется 23 газовоза, с Сахалина в Китай 4.

для сравнения, при вывозе нефти с Баренцева и Печорсiсого морей предположительно в Роггердам и США потребуется девять челночных ледовых танкеров дедвейтом 40-70 тыс.т и шесть магистральных дедвейтом 150 тыс.т, а для Каспийского моря, где могут использоваться танкеры дедвейтом до 12 тыс. т, для вывоза нефти в Махачкалу потребуется 16 танкеров.

Следует отметить, что при расчете необходимого числа танкеров для вывоза нефти и сжиженного газа речь может идти не только о новом строительстве, но и о возможной аренде или сочетании нового строительства с арендой.

Прогноз был основан на данных, которые декларировали основные компании, работающие на российском шельфе: ОАО «ПК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром» и др.

2.5. Модернизация оборудования на предприятиях ОЛО «Роспефть» и

ОЛО «Зарубежнефть»

Рассмотрим модернизацию оборудования на примере нефтяных компаний «Роснефть» и «Зарубежнефть».

10 декабря на Архангельском нефтеналивном терминале 000 «РН-Архангельскнефтепродукт» произведена первая отгрузка топлива на борт недавно приобретенного танкера усиленного ледового класса.

Танкер дедвейтом 30 тыс. т построен по заказу ПК «Роснефть» на испанской верфи «Факториас Вулкано». Уникальное в своем классе судно, получившее имя «РИ Архангельск», специально создано для эксплуатации в условиях арктических морей.

Необходимость приобретения такого судна стала очевидной с началом реализации схемы транспортировки нефти из Тимано-Печорской нефтегазовой провинции. Ранее сырье с Архангельского нефтеналивного терминала на плавучее нефтехранилище «Белокаменка» под Мурманском доставлялось танкерами-челноками типа «Самотлор», непо ряду параметров современным требованиям. Так, например, новый танкер способен брать на борт практически вдвое больше нефти.

длина «Архангельска» - 176 м, ширина — ЗО м. За год новый танкер доставит на «Белокаменку» более 1,2 млн. т нефти. Судно имеет двухкорпусную конструкцию и соответствует самым строгим стандартам навигационной и экологической безопасности. Его появление значительно повышает надежность и безопасность маршрута вывоза нефти северных месторождений «Роснефти» через Архангельск.

Эксплуатация судна, развивающего скорость до 16 узлов, будет осуществляться совместно с российским перевозчиком «Свокомфлот». Экипаж из 21 человека возглавил капитан Алексей Кудряшов. Перед началом погрузки он подчеркнул, что танкер отвечает всем требованиям, предъявляемым к безопасности мореплавания и экологическому обеспечению погрузочных работ. Не менее значимым качеством судна является его переменная осадка, позволяющая швартоваться у терминала «Роснефти» в Архангельске.

Терминал уже перевез 12 млн.т нефти. «Приемка судна в порту Архангельска еще раз подтверждает, что этот проект считается очень важным для России, как глобального игрока на рынке производства и транспортировки нефти и нефтепродуктов, так как вносит свой вклад в обеспечение безопасной и экологически чистой транспортировки углеводородов», - заявил вице- президент «Роснефти».

Первая технологическая линия НПЗ «Босански Брод» производительностью 1,2 млн. т в год была построена и запущена в 1968 г. Однако вследствие механических разрушений, причиненных военными действиями 1992-1995 гг. многолетним простоем, линия была выведена из эксплуатации.

В феврале 2007 г. российской компанией «Нефтегазинкор», одним из акционеров которой является ОАО «Зарубежнефть», были приобретены НПЗ Босански Брод», завод по производству моторного масла в Модриче и нефтесбытовая компания «Петрол», владеющая 78 Аэс.

Перед ОАО «Зарубежнефть» как оператором проекта стояла задача по восстановлению и модернизации данных предприятий. За период с 2007 г. российской стороной была проведена огромная работа. Был разработан и принят бизнес-план реконструкции и модернизации предприятий, проведено их техническое обследование и составлены дефектно-ремонтные ведомости.

Генеральным подрядчиком по восстановлению объектов выступила компания «Зарубежнефтестроймонтаж».

Запуск первой линии планировался на октябрь 2008 г., однако в ходе проведенной диагностики технологического оборудования были выявлены серьезные неисправности. Например, в худшем состоянии, чем ожидалось, оказался резервный парк для приема сырой нефти и другое технологическое оборудование. В связи с этим сроки отодвинулись на месяц.

Всего в восстановление первой линии завода инвестировано порядка 40 млн. евро. Основным кредитором выступил Внешэкономбанк.

сейчас завод уже начал выдавать продукцию — мазут и дизельное топливо. В декабря этого года начнется производство бензина марки Аи-95 и Аи-98, а также сжиженного газа. В начале февраля 2009 г. первая линия выйдет на заданную мощность в 1,2 млн. т.

К настоящему времени определен подрядчик для подготовки проекта по

восстановлению второй линии НПЗ «Босански Брод», которая была построена в

1991 г., но в связи с военными событиями так и не была введена в

эксплуатацию.

Основнве мероприятия на этом участке начнуться в мае 2009 г. После ввода в эксплуатацию второй очереди мощность Ш1З составит 4,2 млн. т.

Одновременно ОАО зарубежнефть осуществляет реконструкцию завода моторных масел в Модриче и сети из 76 АЭС компании Петрол .

Следует отметить, что после пуска НПЭ и использования его продукции завод в Модриче сможет ежегодно производить порядка 60 тыс. т масел, что потребует расширения рынка сбыта. для увеличения сбыта нефтепродуктов через собственные АЭС будет проведена их реконструкция, а также построены новые станции. После завершения этих мероприятий и пуска завода компания «Петрол», по предварительным данным, сможет реализовать в год около 100 тыс.т нефтепродуктов европейского качества. В планах ОАО «Эарубежнефть» развитие розничной сети и на территории сопредельных государств, в первую очередь, в Балканских странах.

Стратегической целью государственного предприятия ОАО «Эарубежнефть» является построение вертикально интегрированного холдинга, деятельность которого будет охватывать самые различные направления от геолого-разведочных работ и добычи нефти до последующей переработки сырья и реалнэзаци нефтепродуктов, в том числе, через собственную сеть АЭС. Таким образом, «Эарубежнефть» обеспечивает присутствие российского государства на Балканах, основанное на давних добрососедских и взаимовыгодных отношениях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе рассмотрены основные понятия, связанные с основными производственными фондами предприятия, приведена методика ведения учета основных средств. Освещены такие основные моменты учета как движение основных средств, учет амортизации и износа основных средств, учет ремонта и модернизации, приведены пути совершенствования учета основных средств такие как, например, полное использование вычислительной техники и более совершенного программного обеспечения для оперативного решения вопросов основных средств предприятия.

В результате начисления амортизации образуется амортизационный фонд. и на данный момент существует проблема его правильного использования, т.к. предприятиям предоставлено право самостоятельно решать вопрос об использовании его средств.

Нецелевое использование ресурсов амортизационного фонда противоречит закономерностям воспроизводства основного капитала в условиях рыночного хозяйства.

Повышение эффективности использования основных фондов в настоящее время, когда в стране наблюдается повсеместный и глобальный спад производства, имеет огромное значение. Предприятия, располагающие основными фондами должны не только стремиться их модернизировать, но и максимально эффективно использовать то что есть, особенно в существующих условиях дефицита финансов и производственных инвестиций.

Абсолютная величина и динамика роста основных производственных фондов характеризует экономический потенциал страны.

Улучшение использования огромного национального богатства. заключенного в основных производственных фондах, имеет первостепенное значение, поскольку отражается на эффективности производства.

С улучшением использования основных производственных фондов обеспечивается:

увеличение объема производства без дополнительных капитальных вложений;

- ускоренное обновление средств труда, что сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу в отрасли;

- снижение себестоимости продукции за счет амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции.

На основе этих заключений можно сделать вывод о необходимости улучшения использования основных фондов на предприятиях ТЭК. Возможно следовать любому из перечисленных выше путей, то есть, например, ускорить ввод в эксплуатацию бездействующих скважин, максимально лиiвидировать аварии и простои по действующему фонду скважин, ускорить ремонтные работы, искать и применять новые методы воздействия на пласт и призабойную зону, совершенствовать способы эксплуатации и оборудования для добычи нефти и газа, сокращать потери нефти и газа в процессе добычи и транспортировки и т.д.

В нефтедобывающей промышленности России накоплен огромный потенциал основных фондов, рост которых осуществляется достаточно большими темпами. Большая доля основных фондов приходится на активную их часть: сооружения, машины и т.п., что позволяет сосредоточивать большой объем средств на основных фондах, непосредственно влияющих на выпуск целевой продукции. Меры по улучшению использования основных фондов и поднятию эффективности должны зшимать высокое место среди задач современной экономики России.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Источник internetGoogle.

2. Журнал Нефтегазовые технологии 2010 г.

3. Журнал Нефтяное хозяйство 2010 г.