Отчет по производственной практике в нефтегазовой компании

Отчет по производственной практике студента 3 курса кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева.

Содержание

Введение
1. Общие сведения о НВФ ООО «РН-Бурение»
2. Перечень основных работ и заданий, выполнениых в процессе практики
3. Описание выполняемой индивидуальной работы и полученные результаты
4. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности
5. Вопросы охраны недр и окружающей среды
Заключение
Список использованных источников

Введение

Главной точкой отсчета в истории стремительного развития Нижневартовска принято считать открытие Самотлора, вошедшего в пятерку крупнейших нефтяных месторождений мира, на котором 29 мая 1965 года забил первый нефтяной фонтан. Но Самотлора не было бы без первой нефти, найденной в Нижневартовском регионе на Мегионском месторождении еще в 1961 году. Именно «распечатав» подземные кладовые Западной Сибири в начале 60-х годов, СССР взял курс на срочное решение проблем промышленной добычи сибирской нефти и ее транспортировки на перерабатывающие заводы. И уже к середине 60-х годов в Ханты-Мансийском округе родилась новая отрасль промышленности — нефтегазодобывающая.

Целю моей второй производственной практики закрепление теоретических знаний, полученных во время аудиторных занятий и учебных проактик. Приобретение общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций, путем непосредственного участия в производственной деятельности организации НВФ ООО «РН-Бурение», а также преобщение к социальной среде.

Место прохождения моей производственной практики является г. Нижневартовск Самотлорское месторождение куст 307 скв. 11471.

Дата начала прохождения практики с 8 июля 2017 года продолжительностью 4 недели.

1. Общие сведения о НВФ ООО «РН-Бурение»

Вторую производственную практику я прохожу в НВФ (Нижневартовском филиале) ООО «РН-Бурение».

ООО «РН-Бурение» создано в марте 2006 года в результате консолидации сервисных активов «НК «Роснефть»».

Участниками Общества являются:

— ПАО «НК «Роснефть»» с долей участия 99,999996%;

— ООО «РН-Иностранные проекты» с долей участия 0,000004 %.

Общество осуществляет деятельность по бурению нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин.

Генеральным директором Общества является С.Н. Виноградов.

Общество обладает одной из самых разветвленных филиальных сетей в России среди буровых компаний, работающих в Российской Федерации (10 филиалов).

Регионы деятельности Общества:

  • Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нефтеюганский филиал)
  • Ямало-Ненецкий автономный округ (Губкинский филиал)
  • Республика Коми (Усинский филиал)
  • Краснодарский край (Краснодарский филиал)
  • Красноярский край (Восточно-Сибирский филиал)
  • Иркутская область (Иркутский филиал)
  • Сахалинская область (Сахалинский филиал)
  • Чеченская республика (Грозненский филиал)
  • Оренбургская область (Оренбургский филиал)
  • Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нижневартовский филиал)

Парк буровых установок ООО «РН-Бурение», с учетом созданного Нижневартовского филиала, составляет 257 единиц.

Количество буровых бригад — 211 (в т.ч. бригад ЗБС — 31).

Нижневартовский филиал обазовался сравнительно недавно в 2015 году путем слияния нескольких буровых организайия. О двух из них в г. Нижневартовске, это НВБН и НПРС-1. Сейчас они называются УБР-1 и УБР-2 и входят в состав НВФ ООО»РН-Бурение».

УБР-1 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин  и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно эшелоными буровыми станками.

УБР-2  ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин  и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно мобильными буровыми станками, активно используя производство Китайских мобильных буровых станков марок ZJ. Головной офис НВФ ООО «РН-Бурение» нахоится по адреку в г. Нижневартовск ул. 60 лет Октября здание 20А.

2. Перечень основных работ и заданий, выполнениых в процессе практики

Участие в технологическом процессе бурения скважин на нефть установками глубокого бурения. Пуск буровой установки под руководством бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ. Выполнение верховых работ при спуско-подъемных операциях. Участие в работах по укладке бурильных и обсадных труб, компоновке низа бурильной колонны, опрессовке бурильных труб. Приготовление и обработка бурового раствора. Пуск, остановка буровых насосов и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов. Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Участие в работах по ликвидации осложнений, цементированию обсадных колонн в скважине, установке и разбуриванию цементных мостов, оборудования устья скважины, освоению эксплуатационных и испытанию разведочных скважин. Проведение профилактического ремонта бурового оборудования, заключительных работ на скважине. Участие в монтаже, демонтаже и транспортировке бурового оборудования при движении бригады со своим блоком.

3. Описание выполняемой индивидуальной работы и полученные результаты

Пуск, остановка буровых насосов марки F-1000 и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов.

Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Быстроизнашивающиеся части – это поршня, клапона, втулки, седла клапанов, резиноыие кольца и прокладки.

В результате были заменены одно седло клапана, один клапана и один поршень на буровом насосе F-1000, бурение под эксплуатационную калонну ф168 продолжелось в штатном режиме.

После проделанной индивидуальной работы, по выполнению задания по замене быстроизнашиваемых частей бурового насоса я приобрел технические навыки работы с буровым насосом F-1000. И познакомился с его комплектующими. Теперь я знаю способы, методы и порядок замены быстроизнашиваемых изделий бурового насоса F-1000.

4. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности

Общие требования безопасности

1.1 Каждый член буровой бригады должен знать свои обязанности и соответствовать требованиям по безопасности и охране труда, изложенных в инструкциях по ПБ и ОТ по профессиям.

Таблица 1. Инструкции по профессиям

Nп/п Профессия Номер инструкции
11 Бурильщик ИПБОТ 001-2008
22 Первый помощник бурильщика ИПБОТ 002-2008
33 Второй помощник бурильщика (верховой) ИПБОТ 003-2008
44 Третий помощник бурильщика ИПБОТ 004-2008
55 Слесарь по ремонту и обслуживанию бурового оборудования ИПБОТ 006-2008
66 Электромонтер по обслуживанию электрооборудования буровых установок ИПБОТ 008-2008
77 Лаборант-коллектор ИПБОТ 010-2008
88 Машинист буровых установок ИПБОТ 011-2008
99 Машинист передвижной дизель электрической станции ИПБОТ 019-2008
110 Приготовитель растворов ИПБОТ 045-2008
111 Опрессовщик труб ИПБОТ 245-2008

1.2 Вахта буровой бригады приступает к работе при стопроцентной укомплектованности.

1.3 Буровой мастер должен проверять наличие и состояние документации по ПБ, ОТ и ООС, а также предупредительных плакатов согласно Перечню защитных средств и средств пожаротушения.

1.4 Механик и электромеханик буровой обязаны:

  • проверить наличие и состояние механизмов, приспособлений и приборов, обеспечивающих безопасность при производстве работ;
  • осмотреть состояние бурового и силового оборудования вышки, электростанции и потребителей электроэнергии;
  • обкатать и испытать буровое и силовое оборудование, механизмы.

1.5 Буровой мастер совместно с руководством буровой организации обязаны проверить наличие необходимых материалов, химических реагентов, труб, ГСМ и др. для успешной проходки скважины.

1.6 Бурение скважины начинается только при наличии промывочного раствора с параметрами согласно геолого-техническому наряду.

1.7 Буровой мастер обязан ознакомить буровую бригаду с правилами эксплуатации оборудования, механизмами, применяемым материалом и безопасными приемами труда. Особое внимание обращается на вновь внедряемое оборудование, техпроцессы, материалы.

1.8 Бурение шурфа, направления, спуск и цементирование производятся буровой бригадой под руководством бурового мастера и его помощника с соблюдением установленных регламентов.

1.9 Привлечение члена вахты к несвойственным работам, как электромонтера, слесаря, или дизелиста к спускоподъемным операциям и т.п. при отсутствии удостоверения на производство таких работ, категорически запрещается. При привлечении рабочих к подсобным работам, буровой мастер должен провести целевой инструктаж с отметкой в журнале инструктажа.

1.10 Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Ростехнадзора России.

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1 Проводка скважины осуществляется в соответствии с техническим проектом (технологическая карта, геолого-технический наряд), разработанным исходя из геолого-технических условий проводки скважин. Строительство скважины на месторождениях с содержанием в нефти (газа) более 6% (особенных) сероводорода, с кустовых площадок должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных соответствующими разделами Правил.

2.2 Члены буровой бригады должны быть обеспечены касками, спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты (СИЗ), в соответствии с «Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений».

2.3 Запрещается находиться на рабочей площадке буровой без каски, в одежде и обуви, не соответствующих отраслевым нормам. Посторонним лицам находиться на территории производственного объекта без разрешения руководителя объекта или администрации организации запрещается.

2.4 Каждая буровая бригада должна быть обеспечена знаками пожарной безопасности, плакатами по охране труда и промышленной безопасности.

2.5 Буровая установка должна быть укомплектована контрольно-измерительными приборами (индикатор веса, амперметр, вольтметр, манометр, газоанализатор и др.) в количестве, предусмотренном проектом. Приборы, установленные на щите, должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

2.6 Контрольно-измерительные приборы (КИПиА) должны быть исправны и иметь пломбу или клеймо Госповерителя или организации, производящей их ремонт.

2.7 Подходы к механизмам и приспособлениям, входящим в комплект буровой установки, должны быть свободны и обеспечивать удобство их обслуживания и ремонта. Запрещается эксплуатировать оборудование с не огражденными движущимися частями.

2.8 Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения по перечню. Ежемесячно, с каждой вахтой отдельно, должны проводиться учебные тревоги по тушению пожаров, с записью в журнале проведения учебных тревог.

2.9 Перед началом работ по проводке скважины необходимо:

  • очистить пол буровой, подсвечник, ротор и др.;
  • удалить все ненужные для работы инструменты и оборудование, мешающие движению рабочих;
  • убедиться в правильности монтажа ротора, проверить надежность крепления ротора к основанию и его работоспособность;
  • пробным вращением ротора на небольших оборотах проверить вращение вертлюга;
  • проверить наличие и крепление ограждений, надежно закрывающих со всех сторон доступ к движущимся частям буровой лебедки, ротора, буровых насосов и т.д.;
  • проверить исправность КИП, а также наличие тарировочной таблицы индикатора веса;
  • проверить исправность сигнализации: насосная — пульт бурильщика, бурильщик — верховой;
  • проверить все блокировки, предохранительные устройства;
  • проверить исправность машинных ключей, элеваторов, ключа АКБ-ЗМ, пневмосистемы, поясов верхового, с записью в журнале состояния оборудования.

2.10 Во избежание опасности падения с высоты различных предметов необходимо, чтобы помощник бурильщика (верхний рабочий) до начала бурения скважины:

  • осмотрел и проверил состояние кронблочной площадки и кронблока, балкона и люльки верхнего рабочего, маршевых лестниц, перил вышки и др.;
  • удалил с балкона верхнего рабочего, маршевых лестниц и переходных площадок посторонние предметы, а ненужные в работе инструменты закрепил.

2.11 При проверке кронблока, крюкоблока, вертлюга особое внимание следует уделить креплению их деталей. Болтовые соединения оборудования должны быть застопорены контргайками и зашплинтованы.

2.12 Перед бурением скважин, оборудованных на устье превентором, необходимо убедиться, что подходы к штурвалу и задвижкам превентора свободны и легко доступны, а в ночное время освещены (освещенность не менее 75 лк). Превенторная установка должна быть смонтирована в соответствии с утвержденной инструкцией и схемой.

2.13 Каждую вахту буровую вышку должен осматривать бурильщик с записью в журнале, и не реже одного раза в два месяца механик и буровой мастер. Результаты осмотра за их подписью должны заноситься в журнал проверки технического состояния оборудования. При нарушении центровки вышки, работы по проводке скважины запрещаются. Обнаруженные дефекты должны быть устранены до начала бурения.

2.14 Перед началом работ по проводке скважины, в интервалах с возможными нефтегазопроявлениями, бурильщик должен убедиться в наличии на буровой двух опрессованных шаровых крана и двух обратных клапанов, соответствующих диаметрам используемых бурильных труб, на мостках должна находиться бурильная труба с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном) по диаметру и прочностной характеристике, соответствующей верхней секции, используемой бурильной колонны. Труба, переводники, шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

2.15 Если перед бурением скважины производились ремонтные работы, то перед тем, как пустить механизмы в ход, необходимо удалить посторонние предметы (болты, гайки, ручной инструмент и др.) с ремонтируемого оборудования, установить снятое ограждение, надежно закрепить его и проверить качество произведенного ремонта кратковременным пуском оборудования, предварительно удалив людей из опасной зоны и подав сигнал о начале пуска.

2.16 В процессе приема вахты необходимо убедиться в наличии необходимого запаса бурового раствора и соответствии его параметров геолого-техническому наряду.

2.17 Тип и свойство бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями должны обеспечивать безаварийные условия проходки ствола.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 Проходка ствола:

3.1.1 во время бурения скважины стопор, предотвращающий поворот крюка, и предохранительная защелка на зеве крюка должны быть закрыты;

3.1.2 подъем ведущей трубы из шурфа после наращивания колонны бурильных труб следует произвести плавно, на пониженной скорости буровой лебедки. Запрещается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы;

3.1.3 при свинчивании ведущей трубы со спущенной колонной бурильных труб, независимо от способов свинчивания, рабочие должны быть удалены из опасной зоны;

3.1.4 по окончании наращивания и в процессе бурения оставлять порожний элеватор на столе ротора запрещается;

3.1.5 снимать элеватор с ротора следует вспомогательной лебедкой при помощи специальных стропов, надетых на проушины элеватора, элеватор при этом должен быть закрыт;

3.1.6 при вкладывании зажимов ведущей трубы в ротор рабочим необходимо держать их за проушины с помощью специального приспособления (крючка и др.);

3.1.7 во избежание вылета зажимов ведущей трубы из ротора во время его вращения зажимы должны быть соединены между собой болтами;

3.1.8 при роторном бурении скважины для предотвращения выпадения штропов с крюка их необходимо снять. Снимать штропы следует при помощи специальных крючков;

3.1.9 при сборке секционного турбобура необходимо пользоваться разъемными хомутами соответствующего диаметра;

3.1.10 во время бурения ведущую трубу (квадрат) удерживать в клиньях ПКР можно только с помощью специальных вкладышей;

3.1.11 при бурении скважины турбобуром в верхней муфте колонны бурильных труб необходимо установить фильтр;

3.1.12 пусковые задвижки буровых насосов должны иметь дистанционное управление. Перед пуском бурового насоса проходная и пусковая задвижки должны быть открыты. Открытие проходной задвижки следует проверять положением указателя на штоке задвижки;

3.1.13 во избежание образования ледяных пробок в нагнетательном трубопроводе следует проводить периодическую прокачку бурового раствора или слить его в емкость после остановки бурового насоса. Перед пуском бурового насоса линию необходимо продуть. Запрещается продавливать ледяные пробки, образовавшиеся в выкидных линиях буровых насосов. На случай длительной остановки бурового насоса в зимнее время манифольдная линия должна продуваться воздухом.

3.1.14 при пуске буровых насосов, работающих в спаренном режиме, включение второго насоса следует производить после того, как первый насос получит полное число оборотов и восстановится циркуляция;

3.1.15 рабочее давление пневмокомпенсатора по паспорту должно быть не менее максимального рабочего давления, создаваемого буровым насосом;

3.1.16 запрещается эксплуатация буровых насосов, оборудованных пневмокомпенсаторами с предварительным сжатием, при давлении в компенсаторах ниже установленного паспортом. Запрещается использовать компенсаторы, имеющие неровную поверхность (вмятина, выступы, наружные трещины, заплаты, косо приваренные фланцы);

3.1.17 на каждом буровом насосе должно монтироваться предохранительное устройство заводского изготовления, рассчитанное на давление, превышающее на 10% рабочее давление насоса, в зависимости от установленных в буровом насосе цилиндровых втулок. Установка и проверка состояния предохранительных устройств регистрируется в журнале технического состояния оборудования;

3.1.18 в процессе бурения скважины бурильщику необходимо внимательно следить за показаниями КИПиА;

3.1.19 независимо от того, имеется ли автоматическое управление процессом бурения или нет, бурильщику оставлять этот процесс без надзора запрещается;

3.1.20 изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения скважины может явиться показателем либо поглощения (уменьшения объема), либо проявления (увеличения объема). В связи с вышеуказанным, необходимо постоянно контролировать положение бурового раствора в приемных емкостях и при его изменении следует срочно принять меры по предупреждению возникновения осложнений;

3.1.21 при обнаружении пропуска бурового раствора через сальник вертлюга необходимо остановить бурение и, установив ведущую трубу с вертлюгом в шурф, подтянуть уплотнительную гайку или заменить сальник. При этом необходимо периодически расхаживать инструмент;

3.1.22 во избежание разрыва бурового (грязевого) шланга давлением раствора во время бурения скважины, необходимо следить за его состоянием. Если же началось просачивание бурового раствора или имеются нарушения наружной оплетки шланга, бурение скважины следует немедленно остановить и, подняв несколько свечей (при возможности до башмака спущенной колонны), обязательно заменить буровой шланг, приняв меры против открытого фонтанирования;

3.1.23 при прекращении подачи электроэнергии бурение скважины следует прекратить и, используя аварийный дизель-генератор (ДЭС), принять меры по предотвращению прихвата инструмента и безопасной эвакуации людей в темное время суток. Работы могут быть возобновлены только после подачи электроэнергии. Применение открытого огня в целях освещения запрещается;

3.1.24 в процессе бурения скважины необходимо следить за чистотой переходных площадок желобной системы и площадки вокруг гидроциклонной установки. Желоба и вибросито следует периодически очищать от шлама;

3.1.25 во время бурения скважины запрещается:

  • производить ремонт, крепление каких-либо движущихся частей механизмов или нагнетательных трубопроводов, находящихся под давлением;
  • производить чистку и смазку движущихся частей механизмов;
  • удалять ограждения и проходить за ограждения;
  • переходить через приводные ремни и цепи или под ними даже при наличии ограждения;
  • находиться на роторе;
  • проводить профилактический осмотр и ремонт превентора;

3.1.26 после остановки буровых насосов давление в нагнетательной линии следует снизить до атмосферного;

3.1.27 при длительных остановках в процессе бурения, необходимо поднять инструмент до башмака спущенной технической колонны и закрыть превентор. В компоновке бурильной колонны должен быть предусмотрен обратный клапан;

3.1.28 во время промывки скважины необходимо проверить исправность лебедки и ее привода, ротора, ПКР, и их кранов управления, ключа АКБ-ЗМ2 и его пульта управления, талевой системы, талевого каната, машинных ключей, элеваторов и т.д.;

3.1.29 кроме того, перед производством спуско-подъемных операций, бурильщик должен лично проверить состояние машинных ключей, наличие шплинтов на пальцах шарнирных соединений машинных ключей и пневмораскрепителя, состояние рабочих и страховых канатов и их крепление, сухарей, элеваторов и шпилек. Наличие дефектов на канатах машинных ключей не допускается;

3.1.30 запрещается проводить СПО при:

отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;

неисправности СПО и инструмента;

неполным составом вахты;

3.1.31 после остановки буровых насосов и снижения давления в системе необходимо открыть пусковую задвижку ДЗУ, убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии, отвернуть квадрат и в зимнее время продуть нагнетательную линию сжатым воздухом или паром.

3.2 Бурение шурфа под квадрат турбобуром:

3.2.1 перед началом бурения под шурф, буровой мастер обязан произвести дополнительный инструктаж на рабочем месте с членами вахты;

3.2.2 после спуска долота с турбобуром под пол буровой, зазоры между полом и ведущей трубой должны быть закрыты досками;

3.2.3 запрещается применение цепного и машинного ключей, а также пенькового каната для задержки обратного вращения;

3.2.4 задержка турбобура производится специальными приспособлениями для бурения шурфа;

3.2.5 при бурении шурфа, во избежание закручивания струн талевой системы, разгружать её полностью запрещается;

3.2.6 после окончания бурения шурфа и подъема турбобура 1-2 м от забоя при остановленных насосах необходимо отсоединить канат приспособления;

3.2.7 перемещение турбобура с долотом от шурфа следует производить плавно;

3.2.8 спуск шурфовой трубы в шурф производить только на талевой системе.

3.3 Крепление скважин:

3.3.1 перед спуском колонны обсадных труб в скважину, буровой мастер и механик должны проверить исправность всей буровой установки, талевой системы и инструмента, предназначенных для выполнения операции по спуску колонны;

3.3.2 обнаруженные неисправности необходимо устранить до начала спуска обсадной колонны и составить акт проверки оборудования;

3.3.3 спуск в скважину обсадной колонны разрешается только при наличии у бурового мастера утвержденного плана проведения этой работы. Буровой мастер обязан провести инструктаж рабочим по безопасному ведению работ, четко распределить обязанности среди членов бригады;

3.3.4 в ночное время приемные мостки и стеллажи должны иметь освещение не менее 10 лк;

3.3.5 при спуске колонны один из рабочих назначается ответственным за шаблон. Назначается также ответственный за элеватор. Во время подъема очередной трубы он должен подавать знак бурильщику о выходе шаблона из трубы;

3.3.6 запрещается рабочим находиться у нижнего конца обсадной трубы, поднимаемой для навинчивания;

3.3.7 во время подъема трубы, при затаскивании ее в буровую, должен применяться удерживающий пеньковый канат, который одним концом крепится к ноге вышки, другой конец остается свободным;

3.3.8 предохранительные кольца раскреплять при помощи специального ключа. Работа по отвороту колец должна производиться в рукавицах;

3.3.9 режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнения, связанных с гидроразрывом пород и поглощением;

3.3.10 при возникновении «посадки» во время спуска нельзя разгружать колонну более чем на 5 делений по индикатору веса. В этом случае необходимо выбросить трубу, навернуть на колонну квадрат и пройти зону «посадки» с промывкой.

3.4 Цементирование скважин:

3.4.1 в процессе цементирования скважин, члены буровой бригады выполняют работу только под руководством бурового мастера;

3.4.2 на площадке для цементировочных машин, пролитые горюче-смазочные материалы должны быть засыпаны сухим песком или землей (для предотвращения пожара от искр выхлопных газов двигателей);

3.4.3 перемещать цементировочную головку в буровую, бурильщик должен после того, как петля стропа продета через оба рым-болта и входящие концы петли надеты на крюк вспомогательной лебедки. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания (отвинчивания) цементировочной головки на обсадную колонну (с обсадной колонны).

Эти операции следует выполнять с помощью машинных или цепных ключей, при этом запрещается:

отход от пульта управления бурильщику;

производство других работ вспомогательной лебедкой;

3.4.4 для обеспечения безопасности при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода их следует снимать вспомогательной лебедкой при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления;

3.4.5 во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки бурильщик и члены буровой вахты, не связанные с проведением данной работы, должны находиться в безопасном месте. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление;

3.4.6 в процессе цементирования скважин запрещается находиться на цементировочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов лицам, не работающим на них.

3.5 Испытание и освоение скважин:

3.5.1 при испытании скважины члены буровой бригады действуют под руководством бурового мастера. Если испытание (опробование) производят с помощью испытательных пластов, опускаемых на трубах, члены буровой бригады выполняют те же функции и соблюдают те же меры безопасности, что и при спуско-подъемных операциях. Спускать испытательный инструмент следует плавно, без резких остановок;

3.5.2 все замковые соединения бурильных труб и испытателя для обеспечения герметизации должны крепиться только машинными ключами;

3.5.3 при спуске бурильные трубы частично или полностью заполняют технической водой или глинистым раствором, скорость спуска должна быть не более 0,3 м/с;

3.5.4 во время спуска испытателя необходимо наблюдать за уровнем промывочной жидкости в затрубном пространстве, так как резкое снижение уровня жидкости свидетельствует о нарушении герметичности инструментов. В таком случае испытание следует прекратить и поднять инструмент из скважины;

3.5.5 если в бурильные трубы попадает большое количество нефти, необходимо строго соблюдать меры по предупреждению пожара;

3.5.6 при проведении работ с опробователями пластов на каротажном кабеле, не допускается резкое торможение прибора, пробивание уступов, сужений. При появлении посадок и затяжек бурильщик должен немедленно доложить об этом буровому мастеру;

3.5.7 при использовании испытателей, спускаемых внутрь бурильных труб, и опробователей пластов на каротажном кабеле, запрещается находиться вблизи блок-баланса и каротажного кабеля во избежание захлестывания кабелем в случае его разрыва;

3.5.8 рабочие, не участвующие в спуске испытателя или опробователя, должны находиться за пределами буровой;

3.5.9 для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 При возникновении поломок оборудования, угрожающих аварией на рабочем месте, необходимо прекратить его эксплуатацию, а также подачу к нему электроэнергии, сжатого воздуха, воды и т.п. Доложить руководителю работ о ситуации и принятых мерах и действовать в соответствии с полученными указаниями.

4.2 В случае проявления ГНВП или ОФ действовать согласно ПЛА .

4.3 В случае определения запаха HS необходимо немедленно прекратить работу, одеть СИЗОД и действовать согласно ПЛА .

4.4 В случае возникновения пожара необходимо:

  • прекратить все технологические операции;
  • сообщить о пожаре;
  • отключить электроэнергию;
  • принять меры к удалению людей из опасной зоны;
  • умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
  • изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
  • горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
  • принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.5 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 Отключить использованное тепловое и механическое оборудование от электрической сети. Закрыть краны на трубопроводах, подводящих к остановленному оборудованию сжатый воздух, пар, воду и т.п.

5.2 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения «скользкости». Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом. 

5. Вопросы охраны недр и окружающей среды

1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

— предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

— надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

— необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн, труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

— предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

2. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отлична по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды, и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.

3. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с праменением промывочной жидкости в соответствие с техническим проектом на бурение скважин.

4. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).

5. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе жидкости в верхние разрабатываемые пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

6. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.

7. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно «снизу вверх». После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности, снижением уровня и опрессовкой.

8. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционые работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

9. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований.

10. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:

— планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

— многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс ц поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;

— рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения.

Заключение

Результатом производственной практики стало закрепление теоретических знаний и применение их на практике в области бурения нефтяных и газовых скважин. Получены представления о монтажных работах, связанных с подготовкой буровой установки к бурению; конструкции скважин различного назначения; методах регулирования технологических параметров буровых растворов; техническом обслуживании и ремонте бурового оборудования; методах обработки и систематизации геолого-технической и технологической информации при проведении буровых, проектных и научно-исследовательскихработ.

Получены практические навыки механка и помощника бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ (второго) V разряда.

Пракика оставила только хорошее впечатление и позитивные имоции. От проделанной самостоятельной работы мною получено душевное удовлетворение.

Список использованных источников

1. Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Самотлорского нефтяного месторождения», Нижневартовскй нефтяной научный центр, Нижневартовск, 2005 г.
2. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин: учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 216 с.
3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004.
4. Интернет ресурс: Источник: http://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/samotlorskiy-gigant.html
5. Интернет ресурс: https://ru.wikipedia.org/wiki/Самотлорское_нефтяное_месторождение
6. Интернет ресурс : http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/samotlorskoe_mestorozhdenie/6-1-0-541
7. Интернет ресурс: http://studbooks.net/785436/geografiya/analiz_razrabotki_
8. mestorozhdeniya
9. 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
10. РД 08-254 «Типовая инструкция по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин Ростехнадзора» от 12.07.96 г.

Источник

Отчет по практике на примере предприятия ПАО «Газпром»

Презентация к отчету по практике ПАО «Газпром»

ВВЕДЕНИЕ
ЗАДАНИЕ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ»
1.1.Организационно-правовая форма собственности и стратегические приоритеты бизнеса ПАО «Газпром»
1.2.Динамика и структура численности ПАО «Газпром»
ЗАДАНИЕ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПАО «ГАЗПРОМ»
2.1. Структура корпоративного управления ПАО «Газпром»
2.2. Динамика и структура заседаний Совета директоров ПАО «Газпром»
2.3.Система вознаграждения членов органов управления и контроля ПАО «Газпром»
2.4.Система управления рисками и внутреннего контроля ПАО «Газпром»
2.5. Закупочная система ПАО «Газпром»
2.6.Акционерный капитал и дивидендная политика ПАО «Газпром»
2.7. Анализ финансового состояния ПАО «Газпром»
ЗАДАНИЕ 3. ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ
3.1. Место компании ПАО «Газпром» на рынке
3.2. Основные производственные показатели ПАО «Газпром»
3.3.Основные факторы, оказывающие влияние на инвестиционную привлекательность нефтегазодобывающих компаний
3.4. Оценка инвестиционной привлекательности акций нефтегазодобывающих компаний и акций ПАО «Газпром»
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А .Краткая история компании ПАО «Газпром»

Приложение Б Стратегические приоритеты бизнеса ПАО «Газпром»

Приложение В. Основные документы ПАО «Газпром», обеспечивающие соблюдение прав акционеров

Приложение Г. Соблюдение основных принципов и рекомендаций Кодекса корпоративного управления компанией ПАО «Газпром»

Приложение Д. Структура корпоративного управления ПАО «Газпром». Общее собрание акционеров. Деятельность органов управления ПАО «Газпром». Отчет Совета директоров ПАО «Газпром» о работе по приоритетным направлениям деятельности.

Приложение Ж. Основные факторы риска предприятия ПАО «Газпром»

Приложение И. Взаимосвязь компонентов системы управления рисками и внутреннего контроля (СУРиВК) на предприятии ПАО «Газпром» . Система управления рисками и внутреннего контроля ПАО «Газпром». Взаимосвязь компонентов СУРиВК в ПАО «Газпром»

Приложение К. Принципы осуществления закупочной деятельности, соблюдаемые Группой Газпром. Закупочная деятельность ПАО «Газпром» и его дочерних обществ

Приложение Л.Условия Программы участия руководящих работников в уставном капитале ПАО «Газпром» (определены Положением о программе участия руководящих работников в уставном капитале ПАО «Газпром», утвержденным решением Совета директоров ОАО «Газпром» от 26 декабря 2012 г. № 2105, с последующими изменениями). Участие членов Совета директоров и членов Правления в акционерном капитале и сделки с акциями ПАО «Газпром». Размер уставного капитала ПАО «Газпром»

Приложение М. Порядок расчета финансовых коэффициентов

Отчет по практике на примере ООО «Газпром трансгаз Томск»

ВВЕДЕНИЕ
ЗАДАНИЕ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЗАЦИИ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ТОМСК»
1.1.Организационно-правовая форма и история развития предприятия ООО «Газпром трансгаз Томск»
1.2.Основные экономические показатели предприятия ООО «Газпром трансгаз Томск»
ЗАДАНИЕ 2. СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ОРГАНИЗАЦИЕЙ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ТОМСК»
2.1.Оценка внутренней среды организации ООО «Газпром трансгаз Томск»
2.1.1.Организационная структура ООО «Газпром трансгаз Томск»
2.1.2. Динамика и структура численности ООО «Газпром трансгаз Томск»
2.1.3. Система управления персоналом ООО «Газпром трансгаз Томск»
2.1.4. Материальная и нематериальная мотивация ООО «Газпром трансгаз Томск»
2.2.Оценка внешней среды организации ООО «Газпром трансгаз Томск»
ЗАДАНИЕ 3. ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ РУКОВОДИТЕЛЯ ПРАКТИКИ ОТ ПРЕДПРИЯТИЯ
3.1.Первичная документация при работе с кадровым потенциалом на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск» 3.2. Показатели эффективности управления кадрового потенциала ООО «Газпром трансгаз Томск»
3.3. Автоматизация системы управленческих затрат на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск»
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А. Формулы расчета экономических показателей

Приложение Б. Количество открытых вакансий ООО «Газпром трансгаз Томск» в 2019г.Материальная и нематериальная мотивация ООО «Газпром трансгаз Томск»

Приложение В. Показатели развития нефтегазовой отрасли

Приложение Г. Показатели численности ООО «Газпром трансгаз Томск»

Приложение Д. Модули программного продукта SAP ERP, применяемой на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск». Функциональность модуля контроллинга в программном продукте SAP ERP, применяемым на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск».Стоимостной поток затрат во внутреннем учете, с помощью программы SAP ERP на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск».

Презентация к отчету по практике на примере предприятия ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Отчет по практике на примере ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Задание 1. Рассмотреть общую характеристику организации.
В отчете по данному разделу необходимо отразить следующие вопросы:
• название организации (предприятия): полное и сокращенное;
• юридический адрес организации,
• правовые основания деятельности (лицензия, устав, свидетельство о государственной регистрации, дата выдачи, сроки действия);
• организационно-правовую форму и вид собственности;
• вид деятельность организации: отраслевая принадлежность (по Общероссийскому классификатору видов экономической деятельности – ОКВЭД), производимая или реализуемая продукция, оказываемые услуги;
• миссию (назначение);
• историю создания и развития организации (время образования, основные этапы развития),
• динамику развития предприятия за последний год, перспективы развития.
Если местом практики студента является крупная организация (завод, холдинг, концерн и другие), то в качестве объекта рассмотрения берется одно из подразделений, в котором студент проходит практику, и рассматривается как самостоятельная единица.
По итогам данного раздела необходимо сделать вывод.
Задание 2. Рассмотреть социально-экономическую систему управления организацией.
В рамках данного задания студент должен проанализировать внешнюю и внутреннюю среду организации, а также описать организационную культуру (корпоративную).
При анализе внутренней среды организации необходимо рассмотреть следующие вопросы:
1. Изучить и описать основные функции управления, выполняемые специалистом, на рабочем месте которого студент проходит практику (представить функционально-должностную инструкцию).
2. Описать вид деятельности организации, объем производства продукции (услуг, работ).
3. Описать производственную структуру предприятия.
4. Описать организационную структуру предприятия. В рамках данного задания необходимо:
• представить схему организационной структуры;
• выделить анализируемое подразделение (отдел);
• определить тип организационной структуры;
• указать достоинства и недостатки типа структуры управления на данном предприятии;
• описать качественные характеристики персонала подразделения (организации): должность, образование, стаж работы по специальности, стаж общей трудовой деятельности, выполняемые функции.
5. Представить ассортименты выпускаемой продукции или услуг, их назначение;
6. Изучить и представить технико-экономические показатели деятельности предприятия (организации) за последние 3 года. Представить объем реализованной продукции (услуг, работ) в стоимостном и натуральном выражении, себестоимость.
7. Изучить процесс формирования затрат на производство и калькулирование себестоимости продукции: действующий порядок формирования сметы затрат на производство, ее состав и структуру; методы калькулирования себестоимости продукции, ознакомиться с калькуляцией себестоимости одного из видов продукции; отразить факторы, влияющие на себестоимость, резервы и пути снижения затрат предприятия.
8. Изучить финансовое положение организации (прибыль и рентабельность).
9. Оценить степень использования инновационных технологий на предприятии.
10. Оценить имидж (репутацию) предприятия на рынке как производителя и как работодателя.
При анализе внешней среды организации необходимо выделить и описать:
1) основных потребителей продукции или услуг в организации;
2) представить основных поставщиков сырья, материалов, комплектующих, энергии, топлива и других;
3) описать основных конкурентов;
4) оценить слабые и сильные стороны предприятия (организации), определить возможности и угрозы со стороны внешней среды;
По итогам данного раздела необходимо сделать вывод.
Задание 3. Индивидуальное задание руководителя практики от предприятия.
В рамках данного задания студент должен выполнить индивидуальное задание руководителя практики от предприятия. Описать собственное участие в проектах/деятельности предприятия. Привести примеры этого участия. Описать результаты совей работы в рамках прохождения практики: какие знания, умения и навыки приобрёл студент.

Приложение А. Ценности компании ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Приложение Б. Организационная структура ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Приложение В. Экологическая политика ООО «Газпром трансгаз Югорск».Энергетическая политика ООО «Газпром трансгаз Югорск».Политика в области охраны труда и промышленной безопасности ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Приложение Г. Структура имущества и источники его формирования. Оценка стоимости чистых активов организации. Анализ финансовой устойчивости по величине излишка (недостатка) собственных оборотных средств. Оценка стоимости чистых активов организации. Показатели прибыльности предприятия ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Приложение Д. Рейтинг организаций по выручке (по виду деятельности: 49.50.21 «Транспортирование по трубопроводам газа»

Приложение Ж. Финансовое состояние ООО ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЮГОРСК

Приложение И. Структура корпоративного управления ПАО «Газпром»

Приложение Л.Действующий состав Ревизионной комиссии ПАО «Газпром»

Приложение К. Положение о Ревизионной комиссии ОАО «Газпром» в новой редакции

Приложение М. Координационный комитет по взаимоотношениям с акционерами и инвесторами

Приложение Н. Информация о количестве проведенных заседаний Совета директоров, Комитета Совета директоров ПАО «Газпром» по аудиту, Комитета Совета директоров ПАО «Газпром» по назначениям и вознаграждениям и количестве вопросов, рассмотренных в ходе заседаний в 2011–2018 гг.

Диссертация на заказ без посредников







Источник

СОДЕРЖАНИЕ

РЫНОК И КОНКУРЕНТНОЕ ОКРУЖЕНИЕ.. 3

Факторы, влияющие на
конъюнктуру рынка. 3

Структура рынка
нефтегазового оборудования в 2006 году. 5

Рынок блочного
оборудования. 6

Внешнеэкономическая
деятельность. 7

Рынок
инженерно-строительных услуг. 7

Рынок емкостного
оборудования. 8

Рынок сервисных услуг по
обслуживанию нефтегазового оборудования. 8

Конкурентное окружение
группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ. 9

ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ.. 13

Стратегические задачи
группы компаний на 2007 год. 13

КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ.. 14

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ДИВИЗИОНОВ.. 15

Стратегические задачи
Дивизиона «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ». 15

Стратегически задачи
Дивизиона «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ-Инжиниринг». 15

Стратегические задачи
Дивизиона Сервисных услуг. 15

Стратегические задачи
Дивизиона Проектных институтов. 15

Стратегические задачи
Управляющей компании. 16

ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДИВИЗИОНОВ.. 17

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ПОЛИТИКИ ГРУППЫ… 18

Маркетинговая политика. 18

Политика ценообразования. 18

Финансовая политика. 19

Кадровая политика. 19

Производственно-техническая
политика. 20

Политика в области
качества. 20

Корпоративная политика. 21

СТРАТЕГИЯ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ.. 22

Структура акционерного
капитала группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ. 22

Система корпоративного
управления группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ. 23

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА.. 25

Цели инвестиционной
программы.. 25

Планируемые инвестиционные
затраты по группе. 25

ИННОВАЦИОННАЯ ПРОГРАММА.. 27

Цели инновационной
программы.. 27

Перечень мероприятий по
осуществлению инновационно-технической деятельности  27

Перечень инновационных
разработок на 2007 год. 27

РЫНОК И КОНКУРЕНТНОЕ
ОКРУЖЕНИЕ

Факторы, влияющие на конъюнктуру рынка

1.  
Мировой уровень
цен на нефтепродукты.

Цены на нефть колеблются
сейчас вокруг отметки 60 — 65 долларов за баррель, причем в начале войны в
Ливане они едва не перешагнули 80-долларовый барьер. Среди фундаментальных
факторов, определивших стремительный рост нефтяных цен в последние годы, обычно
выделяют бурное экономическое развитие Китая и Индии, на которых приходится
почти треть прироста мирового спроса на «черное золото».

Согласно последним
оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), спрос на нефть до 2011 г. будет расти по-прежнему быстрее, чем в 90-х годах, – ежегодно в среднем на 2%, или на 1,8
млн. баррелей в сутки. В результате, в 2011 г. среднесуточный спрос достигнет 93,7 млн. баррелей против 84,6 млн. в 2006 году. В текущем году спрос увеличится
на 1,21 млн. бар./сутки, а в следующем – на 1,57 бар./сутки.

Исходя из прогнозируемой
динамики спроса и предложения, в докладе ОПЕК делается вывод, что в 2007 г. возможно серьезное замедление темпов роста цен на нефть и даже их снижение.

По мнению большинства
аналитиков рынка, в 2007 г. цена нефти будет держаться на уровне 60-65 долл. за
баррель, в 2008 г. – 50-55 долл. Прогнозы даны без учета политических рисков.
Для России цена нефти в 35 долл. за баррель (а ниже этого порога никто из
серьезных экспертов прогнозов не дает) более чем приемлема.

2. Окончание консолидации
нефтяных компаний.

Ряд последних лет был ЛукойлПроИнвестменован
переделом сфер влияния над ресурсными базами со стороны ВИНК. В качестве
глобальных примеров можно привести следующие приобретения: ОАО НК Роснефть –
активы Юкоса, ОАО «Газпром» — «Сибнефть» и т.д. Такая активность в перераспределении
активов нефтяных компаний являлась иногда сдерживающим фактором при принятии
решения о серьезных инвестициях в развитие месторождений нефтяными компаниями, которые
«теряли» активы. Сейчас, когда ситуация становится более стабильной, 
вышеупомянутый сдерживающий фактор теряет свою силу. Также назревший дефицит в
«кочующих» активах лишь подстегнет рост спроса.

3. Правовая база
государства.

Влияние национального
стандарта Российской федерации ГОСТ Р 8.615-2005 на рынок нефтегазового
оборудования проявилось в следующем:

1) рост числа вводимых в
эксплуатацию замерных установок, измеряющих трехфазный массовый расход;

2) повышение требований
по точности замеров на лицензионных участках приведет к росту рынка узлов учета
нефти, а также модернизации «оперативных» узлов;

3) повышение
интенсивности эксплуатации измерительного оборудования. Два – три года назад
производилось 3 – 7 замеров одной скважины в месяц, сейчас необходим ежесуточный
замер каждой скважины.

Все эти факторы приводят
НК к активным действиям по модернизации и замене имеющегося устаревшего
оборудования и приобретению для капитального строительства современных
измерительных установок. В свою очередь  повышение активности эксплуатации
измерительного оборудования приведет к росту потребности в комплектующих  и
более быстрому износу измерительного оборудования.

Также необходимо отметить
введение льготного налогообложения для компаний, осуществляющих добычу на
территории Западной Сибири и на месторождениях с выработкой свыше 80 % запасов
нефти, что приведет к повышению инвестиционной привлекательности проектов по
реконструкции инфраструктуры старых месторождений.

4. Высокая степень износа
эксплуатируемого оборудования.

Высокая степень износа
эксплуатируемого оборудования связана с двумя факторами: большая часть
эксплуатируемого оборудования выработала свой ресурс, рост числа эксплуатируемых
месторождений с более жесткими  условиями (большой газовый фактор и обводненность,
механические  примеси – последствия «гидроразрыва» пласта и т.д.). Наглядным
примером этого является показатель уровня износа установок по измерению дебита
скважин в ХМАО, 80% установок полностью израсходовали свой ресурс.

5. Продолжается рост
объемов эксплутационного и разведывательного бурения.

Учитывая существенный
рост доходности нефтедобычи, с 2005 года наметился рост объемов бурения как
эксплуатационного, так и разведочного. Все более широкое применение в НК
находит бурение горизонтальных скважин. Предполагается, что в последующие годы
данная тенденция сохранится. Также активность бурения в Восточной Сибири резко
увеличится после окончания строительства магистрального нефтепровода, что
произойдет не раньше 2008 года. 

6. Сохранение тенденции
отказа ВИНК от собственных сервисных компаний и передача их в аутсорсинг.

Тенденция отказа от
непрофильных активов и передаче сервисных работ сторонним организациям
продолжает усиливаться. Эта тенденция связана с оптимизацией затрат в нефтяных
компаниях.

7. Усиление влияния
Киотского протокола на деятельность ВИНК.

Усиление влияния
Киотского протокола на деятельность ВИНК связано, прежде всего, с тем, что
близится этап «подведения итогов» по сокращению общих выбросов парниковых
газов, по меньшей мере, на пять процентов по сравнению с уровнями 1990 года в
период действия обязательств с 2008 по 2012 год. В связи с непосредственным
приближением 2008 года будут ужесточены меры по экологическому контролю
деятельности НК, прежде всего это коснется сжигания попутного газа.

8. Старение нефтегазовых
месторождений.

Происходит постепенное
ухудшение качества добываемой нефти (увеличение содержания серы,
газонасыщенности и обводненности нефти). Переход крупных нефтяных
месторождений в позднюю стадию разработки, ухудшение структуры запасов, ввод в
разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами обусловливают негативное
изменение фонда добывающих скважин нефтедобывающих
предприятий, характеризующееся увеличением доли малодебитных скважин, ростом
числа скважин с высоковязкой продукцией, газонасыщенной продукцией, увеличением
количества высокообводненных скважин. Это увеличивает затраты нефтяных компаний
на подготовку продукции скважин, усложняет ее первичную транспортировку и
повышает требования к измерительному оборудованию. Все эти факторы создают
спрос на новое высокотехнологичное оборудование.

Выводы:

Все вышеперечисленные
факторы говорят в пользу увеличения спроса  на весь спектр выпускаемого
компанией оборудования. Кроме того, рост объемов рынка обусловлен инфляционной
составляющей и приобретением НК все более технологически сложного оборудования.

Структура рынка нефтегазового оборудования в 2006 году

Компания
ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ является поставщиком  всех крупных нефтяных компаний России.

Рынок блочного оборудования

1. Одним из ключевых
продуктовых направлений Группы Компаний является направление измерительного
оборудования, как в сфере производства и продвижения готовых установок и
запасных частей, так и в сфере продвижения услуг по модернизации устаревших
установок. В связи с широкой модернизацией измерительных установок резко возрастет
потребность в «эталонных» передвижных измерительных установках.

Рынок АГЗУ делили порядка
8 игроков. В связи с переходом от классических установок «Спутник» к установкам,
осуществляющим трехфазный замер, конкуренция в данном сегменте будет умеренной,
так как большинство игроков на настоящий момент не готово производить
установки, отвечающие новым стандартам.

Структура рынка,
сформированная производителями измерительного оборудования, останется в
долгосрочной перспективе практически неизменной. Дело в том, что выпускаемые
установки «Спутник» достаточно унифицированы среди всех производителей. Измерительные
установки нового поколения имеют существенные особенности у каждого
производителя. Нефтяные компании, стремящиеся к унификации используемой
продукции, не допустят использования более двух типов установок.

В 2007 году
предполагается сокращение рынка АГЗУ (установок не соответствующих стандарту
ГОСТ Р 8.615-2005) на 70-80 %. Данный объем перейдет в сегмент Трехфазных ИУ.
Группа Компаний предполагает сохранение своей доли на рынке измерительных установок.

2. Рынок блоков
дозирования реагентов продолжит расти теми же темпами, что и последние
несколько лет. Основной фактор, способствующий росту, — преобладание использования
химических способов очистки и подготовки нефти. Группа Компаний в последние два
года активно наращивала свои позиции во всех основных НК, что привело к росту
выручки по этому направлению. Группа Компаний намерена удерживать достигнутые
объемы продаж.

Внешнеэкономическая деятельность

Группа
компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ активно продвигает свою продукцию на зарубежные рынки,
доля экспортных поставок стабильно превышает 10% от суммарной выручки компании.
Компания организует поставки в такие страны как  Объединенные Арабские Эмираты,
Иран, Кувейт, Вьетнам, Казахстан, Белоруссия, Украина, Азербайджан. Примерно 80 % экспорта компании приходится
на Иран.

Группа намерена в
2007-2008 году активно развивать следующие направления:

1)  
укрепление
позиций Группы компаний на рынке Ирана, организация более сбалансированных
поставок продукции в разрезе продуктовых линеек;

2)  
организация
выхода на рынки нефтегазового оборудования Туркменистана;

Группа Компаний считает,
что рыночные возможности и маркетинговая политика позволят Группе сохранить
долю экспортных поставок в выручке ОАО «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ» на уровне 8%.

Рынок инженерно-строительных услуг

За последние годы на
рынке сложилась благоприятная конъюнктура, чему способствовал рост мировых цен
на нефть, что повлекло значительное увеличение доходов нефтяных компаний. По
разным оценкам, объем российского рынка инженерно-строительных услуг в 2005
году составил более 30 млрд. долл. США.

До недавнего времени
нефтяные компании самостоятельно решали задачи по проектированию и
строительству объектов. В течение последних пяти лет наблюдается тенденция отказа
нефтяных компаний от непрофильных активов, и передача работ по обустройству
месторождений специализированным организациям, привлекаемым на условиях генерального
подряда или субподряда. Данный рынок в России только формируется, и в ближайшие
годы активно будет расти.

Глобальная стратегия
Группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ заключается в росте за счет проникновения на
смежные рынки и развития в направлении «интеграция вперед» по производственному
циклу. Для дальнейшего развития инжинирингового направления Группа компаний в
2007 году планирует приобрести проектный институт, специализирующийся на
разработке проектов сбора и транспортировки нефти, и продолжит развитие созданного
в 2006 году научно технического центра, основной сферой деятельности которого является
разработка нового оборудования и технологий для нефтегазового комплекса. В частности
компания планирует выйти на рынок установок подготовки нефти, который
оценивается в 5 млрд. руб. Одной из задач инжиниринговой компании является
реализация проектов по комплексному обустройству месторождений и автоматизации
объектов. 

В этом смысле интересен
рынок АСУТП. Потребителями являются производители, генеральные подрядчики,
непосредственно заказчики. Существует рынок сервисных услуг по обслуживанию
АСУТП.

На сегодня  Группа
Компаний занимает незначительную долю на этом сегменте рынка. Однако имеющийся
технологический и кадровый потенциал позволяет в последующем закрепиться на
рынке и существенно увеличить свою долю на нем. Стратегия Группы Компании на
текущий момент состоит в наработке ключевых компетенций в этой области.

Рынок емкостного оборудования

ООО «ЛукойлПроИнвест-Нефтегазмаш»
традиционно производит емкостное оборудование с низкими технологическими
требованиями к производству и навесное оборудование, устанавливаемое на шасси
автомашин, в основном, автоцистерны различного целевого назначения. Основными
потребителями продукции являются вертикально-интегрированные нефтяные компании.
В отношении традиционной продукции основной рыночной целью является укрепление
рыночных позиций за счет активной маркетинговой политики и использования
каналов сбыта группы компаний, а также, расширение ассортимента. Приобретение
данного актива продиктовано необходимостью резкого наращивания производственного
потенциала группы в отношении выпуска блочного оборудования.

В 2007 году планируется
проникновение на рынок теплообменного емкостного оборудования, основными
потребителями которого являются предприятия химии, нефтехимии, металлургии и
энергетики.

Рынок сервисных услуг по обслуживанию нефтегазового оборудования

Рынок сервисного
обслуживания нефтегазового оборудования является сегментом рынка сервисных услуг,
оказываемых нефтяным компаниям, и составляет около 20% от всего объема
сервисного рынка.  Данный рынок находится на этапе формирования, так как до
недавнего времени нефтяные компании самостоятельно решали задачи по обслуживанию. 
В течение последних двух лет наблюдается тенденция отказа нефтяных компаний от
непрофильных активов, и передача работ по сервису оборудования сторонним
подрядчикам. Наиболее активно политику аутсорсинга проводят компании ТНК-ВР и ЛУКОЙЛ.

Группа компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ
планомерно реализует программу развития своего сервисного подразделения ООО «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ
сервис», в 2006 году был организован сервисный центр г. Нефтеюганск. В настоящий
момент компания намерена организовать ряд производственных площадок на
территории России в центрах потребления нефтегазового оборудования для
оперативного обеспечения нефтяных компаний наиболее полным сектором услуг по
обслуживанию, ремонту и модернизации нефтегазового оборудования на местах.

В 2006 году компания
оказала услуг в области сервиса на сумму 40 млн. руб., в 2007 году планируется
повысить выручку от данного вида деятельности до  380 млн. руб.

Таким образом:

1. Рынок всего нефтегазового
оборудования в блочном исполнении в течение 2007 -2008 года будет объективно
расти на 115 – 120 % в год.

2. Спрос на высокотехнологичное
оборудование, поддерживаемый со стороны государства утверждением
соответствующих стандартов и норм, будет способствовать росту продаж.

3. Агрессивная маркетинговая политика
в области измерительного оборудования в 2007 году укрепит позиции Группы
Компаний на данном рынке, которые в дальнейшем крайне трудно будет изменить.

4. Компании, отказавшиеся от ценовой
конкуренции, и использующие качественный подход в области оказания услуг по
проектированию, производству, поставки и дальнейшего сервиса нефтегазового
оборудования, в дальнейшем получат неоспоримое преимущество.

 

Конкурентное окружение группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ

Конкурентов Компании можно разделить
на две группы:

1)  
крупные
предприятия, поставляющие большие объемы продукции, имеющие достаточные
производственные мощности и поделившие рынок, в основном между собой;

2)  
небольшие
предприятия, работающие по разовым заказам, либо выступающие в роли поставщиков
запасных частей, но активно стремящиеся на рынок.

На рынке нефтегазового оборудования
действуют 14 компаний. Ассортимент и объемы выпускаемой продукции данными
компаниями различны.

На рынке нефтегазового
оборудования в блочном исполнении можно выделить несколько основных игроков,
которые и формируют рынок: ОАО «Нефтемаш»  (Тюмень), Промышленная группа
Генерация, ООО «Корпорация Уралтехнострой», ОАО «Опытный завод «Электрон», ЗАО
НТК «МодульНефтеГазКомплект».

Стратегии основных
конкурентов схожи с планами развития Группы компаний. Активная тенденция
наблюдается в ряде компаний по развитию собственных сервисных служб, а также в
области укрепления проектно–конструкторского потенциала (ряд компаний приобрели
или работают над приобретением проектных институтов). Более мелкие игроки,
уступающие конструкторскому и технологическому потенциалу лидеров, продолжают
рваться на рынок, используя демпинг  как ценовой инструмент  (но в виду
стремления основных потребителей (ВИНК) приобретать высоко технологичную и
качественную продукцию данный фактор все больше теряет свой вес). В связи с
этим большие заказы будут распределяться среди лидеров.

Основное внимание
большинство конкурентов (компании, занимающиеся выпуском оборудования для
измерения дебета скважин) уделяют модернизации устаревших установок с целью их
дальнейшего продвижения. Но, как показывают предварительные испытания, их
установки  во многом уступают продукции Группы Компаний по ряду технологических
параметров. Более того, у этих компаний отсутствуют возможности для серийного
выпуска модернизированных установок.

Растущая тенденция
ограничения объемов продаж лидеров рынка производственными возможностями будет
все больше усугубляться в ближайшие два года. Этот факт, в конечном счете,
может привести к снижению качества производимого оборудования. Поскольку
потребитель предпочитает приобретать оборудование у надежного производителя, то
наиболее адекватной в долгосрочной перспективе является позиция: выпуск высококачественной
и технологичной продукции по ценам выше рыночных.

ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

БЛОЧНЫЕ НАСОСНЫЕ

СТАНЦИИ

УЗЛЫ УЧЁТА НЕФТИ

ОАО «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»

—
наличие
широкого ряда продукции с характеристиками, соответствующими ПС
153-39.0-133-2002 «положение о системе учета и контроля количества нефти и
газа, добываемых на месторождениях ХМАО»;

—
40 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования «под
ключ», сервисных услуг;

—
широкий
ассортимент установок по схемам замера и конструкциям, знание специфики;

—
наличие
авторской схемы замера «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ-Микрон» и «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ-Импульс»
(ноу-хау);

—
наличие
комплектующих собственного изготовления;

—
возможность
совершенствования средств автоматизации и программного обеспечения
собственными силами;

—
прейскурантные
цены на оборудование сопоставимы с основными конкурентами («Нефтемаш»
и «Электрон», Тюмень);

—
доля российского
рынка: 50%;

—
наличие
собственного метрологического центра;

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:2000.

—
20 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования  «под
ключ» (за исключением строительно-монтажных работ);

—
доля рынка:
30%;

—
прейскурантные
цены на оборудование превышают цены основных конкурентов на 10-15%;

—
разработка КД
по индивидуальным заказам (наличие возможности оригинальных конструкторских решений);

—
наличие
конструкции системы плавного пуска (ноу-хау)

—
наличие опыта в
проектировании и изготовлении крупнейших БКНС в России;

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:2000

—
высокое
качество и дизайн продукции.

—
100%
проектирование собственными силами (с привлечением «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ Инжиниринг»);

—
3 — летний опыт
проектирования, разработки, производства установок (при комплектации измерительными
приборами и запорной арматурой покупателем);

—
хорошая
репутация на рынке;

—
хорошее
соотношение цена/ качество;

—
сложившиеся связи

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:2000

—
медленное
реагирование на текущие изменения при выполнении заказа.

ОАО «Нефтемаш», Тюмень

—
наличие
продукции с характеристиками, соответствующими ПС 153-39.0-133-2002 «положение
о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях
ХМАО»;

—
25 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования «под
ключ», сервисных услуг;

—
имеют
возможность предоставления скидки в размере 8% (льготы по налогу за использование
недр в размере для нефтяных компаний при закупке оборудования у
заводов-изготовителей юга Тюменской области);

—
около 70%
первоначального этапа работы в производстве проводится по эскизам;

—
доля
российского рынка: 40%;

—
наличие
возможности создания СП с компанией «Schlumberger»;

—
закупка
комплектующих ОАО «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»;

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:1996;

—
10 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования  «под
ключ» (за исключением строительно-монтажных работ);

—
доля рынка:
40%;

—
имеют
возможность предоставления скидки в 8% (льготы по налогу за использование
недр в размере для нефтяных компаний при закупке оборудования у
заводов-изготовителей юга Тюменской области);

—
разработка КД
по индивидуальным заказам;

—
длительный опыт
работы;

—
высокое качество

—
длительный срок
изготовления

ОАО

«Саратовнефтегазмаш»

—
наличие
продукции с характеристиками, соответствующими ПС 153-39.0-133-2002 «положение
о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях
ХМАО»;

—
10 — летний
опыт проектирования (с высокой степенью заимствований), разработки, производства
оборудования;

—
прейскурантная
стоимость оборудования ниже цен основных игроков рынка на 10-15%;

—
малая
численность персонала;

—
доля
российского рынка: 3%;

—
закупка
комплектующих ОАО «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»;

—
СМК сертифицирована
на соответствие ISO 9001:1996;

—
10 — летний
срок проектирования, разработки оборудования;

—
низкие цены;

—
малый опыт производства;

—
низкое качество

ОАО «БМЗ», Бугульма

—
наличие
продукции с характеристиками, соответствующими ПС 153-39.0-133-2002 «положение
о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях
ХМАО»;

—
малая
численность персонала;

—
сотрудничество
с ОАО «Татнефть»;

—
рынок – только
территория Татарстана.

ООО «Корпорация

Уралтехнострой», Уфа

—
10 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования  «под
ключ»;

—
доля рынка:
20%;

—
длительный опыт
работы;

—
факты срыва
сроков поставки

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:2000

—
8 — летний опыт
проектирования (собственными силами — только на 80%), разработки и производства
оборудования (при комплектации измерительными приборами и запорной арматурой
покупателем);

—
сопоставимые с
ОАО АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ» сроки изготовления при более низкой цене;

—
наработанные
связи.

—
увеличение
сроков изготовления продукции из-за организационных трудностей (перенос всего
производства на ОАО «Туймазыхиммаш»);

—
нехватка
высококвалифицированного персонала;

—
более низкое
качество.

МАО «Нефтеавтоматика», Уфа

—
20 — летний
опыт 100% проектирования собственными силами, разработки и производства установок
«под ключ»;

—
основоположник
рынка СИКН;

—
ухудшающееся
качество продукции;

—
уход
высококвалифицированного персонала;

—
увеличение
сроков поставки продукции;

—
медленная
реагирование на текущие изменения при выполнении заказа;

—
возможность
влияния на разработку основополагающей нормативной документации (РД, МИ и
т.д.);

—
опыт и
наработанные связи;

СП ИТОМ, Ижевск

—
наличие
продукции с характеристиками, соответствующими ПС 153-39.0-133-2002 «положение
о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях
ХМАО»;

—
доля
российского рынка: 1%.

—
7 — летний опыт
проектирования (собственными силами – только на 80%), разработки и производства
установок «под ключ»;

—
небольшие
объемы;

—
работа только
на местном рынке (Удмуртия);

—
наработанные
связи;

—
хорошее
качество;

—
малая
численность персонала;

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:1996

ЗАО «ИМС»,

 Москва

—
13 — летний
опыт 100% проектирования собственными силами, разработки и производства установок
«под ключ»;

—
сильнейший
игрок на рынке;

—
наиболее
конкурентоспособное высокотехнологичное предприятие в РФ;

—
крайне высокая
стоимость продукции;

—
неохотно
занимается производством недорогих оперативных узлов учета.

ОАО ИПФ «СИБНА»,

Тюмень

—
10 — летний
опыт 100% проектирования собственными силами, разработки и производства установок
«под ключ»;

—
наработанные
связи.

—
опыт
производства.

—
хорошее
качество.

—
выгодное
географическое расположение.

ОАО «Опытный завод «Электрон», Тюмень

—
наличие
продукции с характеристиками, соответствующими ПС 153-39.0-133-2002 «положение
о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях
ХМАО»;

—
40 — летний
опыт проектирования, разработки, производства оборудования «под
ключ», сервисных услуг;

—
имеют
возможность предоставления скидки в 8% (льготы по налогу за использование
недр в размере для нефтяных компаний при закупке оборудования у
заводов-изготовителей юга Тюменской области);

—
доля
российского рынка: 5%;

—
малая
численность персонала;

—
наличие
возможности создания СП с компанией «Schlumberger»;

—
СМК
сертифицирована на соответствие ISO 9001:1996;

ПРИОРИТЕТНЫЕ
НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Стратегия группы компаний
ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ в 2007 году направлена на

 
Удержание
лидирующих позиций на российском рынке нефтегазового оборудования.

 
Сохранение высоких
темпов эффективного роста  и выход на объем продаж на уровне 4,9 млрд. руб. в
целом по группе при рентабельности по EBITDA на уровне 17,7%.

Эффективный рост компании
обеспечивается за счет

 
Оптимизации
корпоративной структуры, освоения дополнительных производственных площадей,
выстраивания логистических процессов внутри группы.

 
Проведением ряда
сделок M&A в направлении приобретения:

сервисных компаний в районах
конечного потребления продукции компании

проектных институтов,
специализирующихся на проектировании объектов сбора и подготовки нефти.

 
Диверсифицированного
роста в смежные отрасли и расширения ассортимента выпускаемой продукции и
услуг.

Стратегические задачи группы компаний на 2007 год

1.  
Освоение новых
производственных площадей, организация и обеспечение непрерывного
производственного цикла.

2.  
Увеличением
производительности существующих производственных мощностей за счет эффективной
инвестиционной политики.

3.  
Экономия затрат и
повышение эффективности производства за счет освоения более технологичного
производственного оборудования и оптимизации корпоративной структуры группы.

4.  
Расширение
ассортиментного ряда за счет:

a.  
Освоения
технологий подготовки нефти и газа.

b.
Освоения
технологических процессов по производству емкостного оборудования.

5.  
Расширение направления
сервисного обслуживания нефтегазового оборудования, в том числе за счет
приобретения сервисных компаний в районах конечного потребления продукции и
услуг.

6.  
Формирование
обособленного эффективного производства узлов учета нефти и усиление направления
предоставления услуг в области автоматизации измерения, анализа и обработки
параметрических данных.

КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Стратегической задачей группы
компаний в 2007 году является

  выход на уровень продаж 4,96
млрд.руб. с закреплением показателей по дивизионам и продуктовым направлениям

  достижение показателя рентабельности
по EBITDA на уровне 17,7% с закреплением
показателей по дивизионам

  достижение показателя рентабельности
по чистой прибыли на уровне 11,8% с закреплением показателей по дивизионам.

ПЛАН ПРОДАЖ

ВЫРУЧКА ОТ РЕАЛИЗАЦИИ, тыс.руб.

2007 год

 = Выручка от реализации по группе*

4 964 555

* — без учета внутреннего оборота

КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ

EBITDA, тыс.руб.

2007 год

 = EBITDA по группе

918 734

Рентабельность по EBITDA, %

18,5%

* — без учета внутреннего оборота

Чистая прибыль, тыс.руб.

2007 год

 = Чистая прибыль по группе

612 947

Рентабельность по чистой прибыли, %

12,3%

* — без учета внутреннего оборота

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ДИВИЗИОНОВ

Стратегические задачи Дивизиона «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»

1.
Снижение
себестоимости произведенной продукции за счет роста использования технологий
энерго-, водо-, теплосбережения.

2.
Наращивание
производственных возможностей предприятия.

3.
Повышение
рентабельности продаж методами:

— рыночной политики (в том числе
ценообразования);

— ассортиментной политики.

4. Формализация и развитие
корпоративной политики.

5. Удержание доли экспортных поставок
в структуре выручки от продаж оборудования на уровне 18%.

Стратегически задачи Дивизиона «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ-Инжиниринг»

1.
Совершенствование
процессов управления с целью повышения эффективности управления проектами.

2.
Формирование
команды с целью выполнения задач в области реализации инновационной политики
группы

3.
Интеграция «ЛукойлПроИнвест-Инжиниринг»
в группу компаний в части процедур корпоративного управления.

Стратегические задачи Дивизиона Сервисных услуг

1.
Оказание всего
перечня услуг, необходимых ВИНК в области обслуживания средств автоматизации и
метрологии.

2.
Проникновение на
рынок пуско-наладочных работ систем измерения и автоматизации с использованием
ресурсов приобретенных сервисных предприятий.

3.
Формирование
управленческой команды и подбор производственного персонала в соответствии со
стратегическими целями компании.

4.
Интеграция предприятий
«ЛукойлПроИнвест-Сервис» в группу компаний в части процедур корпоративного
управления.

Стратегические задачи Дивизиона Проектных институтов

1.
Внедрение
процедур корпоративного управления и интеграция в группу.

Стратегические задачи Управляющей компании

1.
Формализация
деятельности управляющей компании

2.
Организация
процесса управления инновациями в соответствие с принятой стратегией.
Формирование центра управления инновациями и организация его деятельности.

3.
Формирование
команды с целью выполнения задач управляющей компании

4.
Обеспечение
сделок М&А с целью выполнения стратегических задач компании

5.
Формирование
процедур корпоративного управления и их внедрение на предприятиях группы
компании

6.
Формирование
информационно-координирующего центра на базе группы компаний и организация его
деятельности.

ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДИВИЗИОНОВ

Финансовые показатели

по Дивизиону «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»

тыс.руб.

2006

2007

Выручка

2 505 791

3 924 555

Выручка без учета внутреннего оборота

3 664 555

Компенсация затрат Нефтегазмаш

259 500

Себестоимость производства

2 154 116

2 954 211

в т.ч. ФОТ

281 173

445 170

Доля от себестоимости

13,1%

15,1%

EBITDA

440 740

731 134

Рентабельность по EBITDA*,%

17,6%

20,0%

Амортизационные отчисления

14 463

20 290

Операционная прибыль

426 276

710 844

Операционная рентабельность*, %

17,0%

19,4%

Проценты по заемным средствам

27 500

87 400

Сальдо доходов/расходов от прочей реализации

-1 102

-1 354

Сальдо прочих доходов и расходов

2 678

5 504

Налог на прибыль

105 933

155 333

Чистая прибыль

294 419

472 261

Рентабельность по чистой прибыли*,%

11,7%

12,9%

* без учета внутреннего оборота

 

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ
ПОЛИТИКИ ГРУППЫ

Маркетинговая политика.

Цель: Укрепление
рыночной позиции Группы Компаний, поиск новых рыночных возможностей,
географическое и продуктовое расширение целевого рынка.

—   Перепозиционирование на рынке в
качестве Группы Компаний «ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ»

—   Формализация системы обратной связи с
клиентами

—   Организация системы информирования
рынка о новых продуктах и услугах Группы Компаний;

—   Анализ стратегий развития ВИНК.
Мониторинг изменения и формирования новых потребностей в области добычи,
транспортировки и измерения параметров нефти и сопутствующих продуктов.

—   Изучения продукции конкурирующих фирм
с целью изучения потребительских предпочтений заказчиков.

—   Изучение удовлетворенности
потребителя продукцией Компании. Выявление конструктивных недоработок и
возможностей совершенствования продукции.

Политика ценообразования.

Цель: Формирование
цены на оборудование и услуги с учетом конкурентной ситуации, сложившейся на
рынке,  и внутренних затрат на производство продукции.

—   По производственному блоку: Затраты
прогнозируются исходя из цен на материалы и комплектующие и затрат на оплату
труда основного производственного персонала. Все прочие расходы, на этапе
ценообразования рассматриваются в качестве накладных расходов. Размер накладных
расходов определяется дифференцированно для каждого вида продукции исходя из
фактического уровня расходов себестоимости и предполагаемого суммарного объема
продаж. Накладные расходы определяются в процентном отношении к сумме заработной
платы основных  производственных рабочих. Процент операционной прибыли,
используемый для ценообразования, определяется дифференцированно по каждому
виду продукции с учетом рыночных цен на продукцию и целевого показателя рентабельности
по Компании.

—   При формировании цен на несерийную
продукцию цена определяется индивидуально по каждому наименованию продукции
путем составления плановой калькуляции. Цена корректируется с учетом текущей
рыночной ситуации.

—   По блоку услуг сервиса и
инженерно-строительных услуг: Основная заработная плата, материалы услуги
производственного характера накладные и плановая рентабельность с учетом
рыночной конъюнктуры и цен конкурентов. В отраслях и регионах, с небольшой
рыночной долей, удерживаемой Группе Компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ, применяется
стратегия ценообразования «следование за лидером».

Финансовая политика.

Цель: Обеспечение
финансами деятельности компании в рамках определенных в стратегии целевых
показателей по поступлениям и платежам, размерам дебиторской задолженности и
заимствований; обеспечение финансовыми ресурсами производственной и 
инвестиционной деятельности компании.

—   Подготовка и подтверждение отчетности
в соответствии с МСФО с целью повышения прозрачности бизнеса для партнеров и
инвесторов.

—   Формирование интегрированной системы
бюджетного планирования группы компании и системы контроллинга.

—   Повышение капитализации бизнеса.

—   Ориентация на  рост доходности
компании. Внедрение критериев экономической целесообразности как главных
факторов оценки принимаемых управленческих решений на всех уровнях управления.

—   Минимизация процентных расходов,
связанных с привлечением заемного капитала.

—   Использование инструментов лизинга
для финансирования собственных инвестиционных потребностей и продвижения
продукции;

—   Финансирование части
производственного цикла и комплектации за счет привлечения авансов от покупателей.

—   Управление дебиторской и кредиторской
задолженностью с учетом целевых показателей.

—   Управление производственными запасами
с использованием инструментов логистики.

—   Минимизация затрат в незавершенном
производстве методами производственного планирования и диспетчеризации.

—   Минимизация налоговых рисков с
помощью инструментов налогового планирования.

—   Совершенствование и развитие системы
финансового планирования и  системы бюджетирования.

Кадровая политика.

Цель: Обеспечение
компании квалифицированным персоналом, обладающим знаниями и способностями для
организации производства и сбыта конкурентоспособной продукции и услуг.

—   Формирование,  поддержание и развитие
эффективной работы персонала структурных подразделений.

—   Ставка на достижение целей
предприятия за счет  высокоэффективного персонала разумно ограниченной
численности (стратегия сдерживания роста численности), ориентация на повышение
отдачи от каждого сотрудника.

—   Рациональное использование кадрового
потенциала, сдерживание не обоснованных затрат и численного развития штатов
предприятия.

—   Концентрация кадровых ресурсов на
ключевых направлениях, приносящих наиболее эффективный  результат.

—   Организация  полноценной системы
обучения, переподготовки и повышения  качественного уровня квалификации
персонала.  Повышение квалификации в первую очередь менеджеров по продажам,
руководителей проектов, менеджеров высшего и среднего уровней управления.

—   Переход к оплате основных
производственных рабочих по технически обоснованным нормативам  трудоемкости.

—   Формирование корпоративной культуры,
принятие работником ценностей и культуры компании. 

Производственно-техническая политика.

Цель:  Обеспечение
потребности рынка в оборудовании и услугах в сроки согласованные с
потребителем, в требуемом объеме и ассортименте.

—   Обеспечение конкурентоспособного
качества продукции.

—   Снижение затрат для достижения
стоимости продукции ниже цен конкурентов.

—   Внедрение концепции «бережливое
производство» с целью повышения эффективности деятельности компании.

—   Создание новых технологий
производства конкурентоспособных видов продукции.

—   Поддержание производственных фондов в
состоянии, обеспечивающем высокое качество продукции и своевременное выполнение
планов.

—   Повышение  мобильности производства
для быстрого освоения новых модификаций  изделий.

—   Сокращение себестоимости продукции за
счет конструкторских и технологических решений.

Политика в области качества.

Цель: Удовлетворение
запросов потребителей в современном, надежном и качественном оборудовании  и
обеспечение выпуска высококачественной и конкурентоспособной продукции.

—   Подготовка к внедрению системы
менеджмента качества, соответствующей ЕН ИСО  9001: 2000 во всех дивизионах
Группы Компаний.

—   Непрерывное повышение
результативности системы менеджмента качества, соответствующей ЕН ИСО  9001:
2000.

—   Лидерство высшего руководства и
руководителей каждого подразделения в деятельности по улучшению качества.

—   Систематическая работа с поставщиками
материалов и комплектующих изделий на основе взаимовыгодных отношений.

—   Постоянное повышение квалификации
всех сотрудников и их вовлечение в деятельность по повышению качества.

—   Регулярное проведение мониторинга
качества продукции, процессов, системы качества и удовлетворенности потребителей;

—   Разработка и внедрение эффективной системы
обратной связи с потребителем.

Корпоративная политика

Цель: формирование корпоративной
культуры, внедрение ее ценностей, норм, образцов в сознание и поведение
сотрудников.

—   Формирование позитивного имиджа Группы
Компаний внутри и за пределами компании в аспектах безопасности труда,
экологии, социальной ориентированности;

—   Формирование системы индивидуальной
оценки работы менеджера компании и личной стратегии развития (KPI);

—   Формирование особого класса
ценностей, присущих Группе Компаний;

—   Поддержание у работников чувства
сопричастности к решению принципиальных вопросов развития Группы Компаний.

СТРАТЕГИЯ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ

Структура акционерного капитала группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ

Группа компаний,
объединенных брендом ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ, представляет собой классическую
холдинговую структуру. Материнская компания ОАО «АК ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ» является
владельцем контрольных пакетов компаний, входящих в группу.

Дочерние компании ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ
являются самостоятельными дивизионами, осуществляющими самостоятельную
коммерческую и производственную деятельность.

 

Система
корпоративного управления группы компаний ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ

 

Цели создания системы
корпоративного управления:

1.  
Повышение
эффективности горизонтальных взаимодействий между компаниями группы.

2.  
Оптимизация
производственной, технологической, маркетинговой, инновационной, инвестиционной
и финансовой политики предприятий, входящих в структуру группы.

3.  
Повышение
управляемости группы.

4.  
Взаимовыгодное
расширение рыночных возможностей путем взаимного маркетинга продуктов разных
участников группы.

5.  
Использование
репутации бренда ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ при продвижении продукции и услуг на новые
рынки.

Основные функции
управляющей компании:

1.  
Стратегическое
планирование. Реализация внешней стратегии (проведение сделок М&А).
Контроль и методологическое обеспечение реализации внутренней стратегии
дивизионов.

2.  
Разработка и
реализация стратегии корпоративного маркетинга.

3.  
Взаимодействие с
органами власти и СМИ – в значительной степени, прочие внешние коммуникации;

4.  
Координация
взаимодействия с клиентами и организации проведения крупных сделок.

5.  
Ценообразование –
методологическое обеспечение, утверждение цен на ключевые товары и услуги
дивизионов.

6.  
Стратегическое
планирование, координация  и контроль процесса продаж;

7.  
Бизнес-планирование
— разработка единых стандартов, формирование контрольных показателей
производственной и инвестиционной программ, контроль исполнения.

8.  
Разработка и
реализация финансовых схем взаимодействия дивизионов, трансфертное
ценообразование, внутрикорпоративные займы и проведение единой финансовой
политики группы, финансовое консультирование дивизионов;

9.  
Методологическое
обеспечение процесса бюджетирования на предприятиях, формирование контрольных
показателей, контроль исполнения;

10.  
Управление
издержками — планирование и контроль выполнения;

11.  
Согласование
планов закупок, координация  и контроль снабженческой деятельности, контроль
крупных сделок в снабжении и взаимоотношений с крупными поставщиками, контроль
закупочных цен, контроль политики скидок и условий поставки;

12.  
Юридическое
обеспечение корпоративного управления;

13.  
Внутренний аудит
и финансовый контроль;

14.  
Управление
персоналом – разработка и контроль выполнения кадровой политики,
прием/увольнение руководителей дивизионов;

15.  
Планирование и
организация процессов управленческого консультирования и проектов в области ИТ.

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА

Цели инвестиционной программы

1.  
Приобретение
дополнительных производственных площадей и их реконструкция с учетом технологий
производства нефтегазового оборудования.

2.  
Проведение
комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности производства и
наращивание производственных возможностей.

3.  
Приобретение
проектного института, специализирующегося на проектировании объектов сбора и
подготовки нефти.

4.  
Проведение
научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

Планируемые инвестиционные затраты по группе

млн.руб.

2007 год

Программа финансирования технического перевооружения1

42,3

Программа капитального строительства2

75,8

Программа финансирования развития дочерних обществ

34

ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ Инжиниринг

2,5

ЛУКОЙЛПРОИНВЕСТ Сервис

1,5

Сервисные подразделения

15

Проектные институты

15

Программа организации производства на площадях «Нефтегазмаш»

25 

Ввод в эксплуатацию площадей

25

Организация производства УУН (строительство рентгенкамеры,
прессовочного стенда, приобретение сварочного оборудования, ремонт механического
парка)

Программа приобретения бизнесов

 140

Приобретение дополнительной производственной площадки

50

Приобретение сервисных подразделений

60

Приобретение проектных институтов

30

Итого

317,1

 

ИННОВАЦИОННАЯ
ПРОГРАММА

Цели инновационной программы

1.  
Повышение
конкурентоспособности продукции с целью создания более высоких барьеров на
входе для менее технологичных компаний.

2.  
Расширение
ассортиментной линейки за счет разработки новых продуктов для выхода на новые
рынки.

3.  
Комплексное
снижение издержек за счет использования ресурсосберегающих технологий.

Перечень мероприятий по осуществлению
инновационно-технической деятельности

1.Оценка ситуации и потребности в оборудовании

2. Разработка концепции оборудования

3. Разработка опросного листа для заказа оборудования

4. Разработка организационно-технических мероприятий

5.Разработка системы и организация мероприятий по формированию
спроса

6. Привлечение заказа (рассылка, презентации и пр.)

7. Выполнение заказа (разработка, изготовление, поставка,
пуско-наладка и пр.)

8. Оценка рентабельности проекта и дальнейшей перспективы

Источник

Подборка по базе: отчет по практике.docx, Титульный лист отчета о прохождении практики.docx, ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ.docx, Вывод отчета на печать — Антиплагиат.pdf, Днивник по практике Бутаковой Т.В..pdf, Бланк отчета ПЗ 4.1.4. Определение класса защищенности ГИС — пе, Анаталический отчет.docx, Дневник по практике.docx, аналитич отчет лето 2 мл грt.docx, Отчет по практике распечатать.docx

Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Димитровградский технический колледж»

(ОГБПОУ ДТК)

ОТЧЕТ
ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ
(ПО ПРОФИЛЮ СПЕЦИАЛЬНОСТИ)

ПМ.03 ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ РАБОТ ПЕРСОНАЛА ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ
Обучающегося группы НГ-41 Яруллова Динара Илдаровича

Специальности/профессии

21.02.03 Сооружение и эксплуатация газо-нефтепроводов и газо-нефтехранилищ
Формируемые общие и профессиональные компетенции: ПК 3.1. Осуществлять текущее и перспективное планирование деятельности производственного участка, контроль выполнения мероприятий по освоению производственных мощностей, совершенствованию технологий. ПК 3.2. Рассчитывать основные технико-экономические показатели работы производственного участка, оценивать затраты на обеспечение требуемого качества работ и продукции. ПК 3.3. Обеспечивать безопасное ведение работ на производственном участке, контролировать соблюдение правил техники безопасности и охраны труда. ПК 3.4. Выбирать оптимальные решения при планировании работ в нестандартных ситуациях.
Место прохождения практики: ООО «Оргэнергострой»

(наименование предприятия, организации)
Начало практики

_________2021 Окончание практики __________2021
Задание на производственную практику (по профилю специальности)1.Организационная структура нефтегазовой компании, расположенной в Мурманской области.2.Анализ документов, регламентирующих работу подразделения в нефтегазовой компании.

Рассмотрено на заседании цикловой комиссии (Протокол № от 20___ г.)

Председатель цикловой комиссии __________________

Э.И. Шафиева

(подпись) (Ф.И.О.)

Отчет принят с оценкой
Руководитель практики от колледжа

С.В. Парамонова

(подпись) (И.О. Фамилия руководителя)

«» 2021 г.

Содержание

Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение 1

«Димитровградский технический колледж» 1

ОТЧЕТ 1

ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ (ПО ПРОФИЛЮ СПЕЦИАЛЬНОСТИ) 1

Обучающегося группы НГ-41 Яруллова Динара Илдаровича 1

1

Место прохождения практики: ООО «Оргэнергострой» 1

Начало практики _________2021 Окончание практики __________2021 1

(подпись) (И.О. Фамилия руководителя) 1

ВВЕДЕНИЕ 3

Список использованной литературы 19

ВВЕДЕНИЕ

Производственная практика является составной частью образовательного процесса по специальности 21.02.03 Сооружение и эксплуатация объектов транспорта, хранения, распределения газа, нефти, нефтепродуктов.

Практика направлена на формирование у обучающийся умений, приобретение первоначального практического опыта, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности для последующего освоения ими общих и профессиональных компетенций по избранному направлению подготовки.

Производственная практика закрепляет знания и умения, приобретаемые обучающимися в результате освоения теоретических курсов, и способствует комплексному формированию общих и профессиональных компетенций.

В период прохождения практики ставится цель – дефекты оборудования нефтебаз, методы обнаружения и способы их устранения

Неплановый диагностический контроль проводится при отклонении постоянно контролируемых параметров работы оборудования от нормативных значений.

Цель производственной практики:

1.Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.

2. Оформить технологическую документацию в виде пояснительной записки.

3. Изучить методы, оборудование, аппаратуру и приборы для устранения дефектов оборудования нефтебаз, методы обнаружения и способы их устранения

4. Осуществить поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития.

5.Оформлять документацию по контролю оборудования нефтебаз, методы обнаружения и способы их устранени
Глава 1. Организационная структура нефтегазовой компании, расположенной в Мурманской области
Организационная и производственная структуры ОАО НК «Роснефть-Мурманск»

Структура органов управления ОАО «НК «Роснефть» определена Уставом и Кодексом корпоративного поведения Компании и сформирована исходя из требований российского корпоративного законодательства и положений Кодекса корпоративного поведения, рекомендованного к применению распоряжением Федеральной комиссии по рынку ценных бумаг от 4 апреля 2002 года № 421/р. Деятельность органов управления ОАО «НК «Роснефть» регламентируется Федеральным законом «Об акционерных обществах», Уставом, Кодексом корпоративного поведения, Положением об общем собрании акционеров, Положением о Совете директоров, Положением о коллегиальном исполнительном органе (Правлении), Положением о единоличном исполнительном органе (Президенте) и другими внутренними документами Компании. В соответствии с Уставом ОАО «НК «Роснефть» органами управления Компанией являются:

· Общее собрание акционеров;

· Совет директоров;

· коллегиальный исполнительный орган (Правление);

· единоличный исполнительный орган (Президент).
Высшим органом управления ОАО «НК «Роснефть» является общее собрание акционеров Компании. Все акционеры ОАО «НК «Роснефть» являются владельцами голосующих акций и могут участвовать в общем собрании акционеров Компании с правом голоса по всем вопросам его компетенции. Порядок созыва, подготовки и проведения общего собрания акционеров ОАО «НК «Роснефть» регулируется Уставом, Положением об общем собрании акционеров и Кодексом корпоративного поведения Компании. ОАО «НК «Роснефть» ежегодно проводит годовое общее собрание акционеров. Инициатором проведения годового общего собрания акционеров Компании является Совет директоров ОАО «НК «Роснефть».
Общие собрания акционеров, которые Компания может проводить помимо годового общего собрания акционеров, являются внеочередными.
Совет директоров ОАО «НК «Роснефть» в соответствии с Федеральным законом «Об акционерных обществах» и Уставом Компании осуществляет общее руководство деятельностью ОАО «НК «Роснефть», за исключением решения вопросов, отнесенных к компетенции общего собрания акционеров Компании. Члены Совета директоров ОАО «НК «Роснефть» избираются общим собранием акционеров на срок до следующего годового общего собрания акционеров. Совет директоров избирается в составе 9 членов. В Совете директоров обеспечено оптимальное соотношение исполнительных, неисполнительных и независимых членов (4 члена Совета директоров являются независимыми). В соответствии с Кодексом корпоративного поведения ОАО «НК «Роснефть» Совет директоров Компании для реализации своих функций создает из своих членов постоянно действующие Комитеты. В составе Совета директоров ОАО НК «Роснефть» созданы следующие комитеты:

· по аудиту;

· по кадрам и вознаграждениям;

· по стратегическому планированию.
Комитеты формируются из членов Совета директоров ОАО «НК «Роснефть», обладающих профессиональным опытом и знаниями в соответствующей сфере. Комитеты состоят из членов Совета директоров Компании, не являющихся исполнительными директорами, и возглавляются независимыми директорами. Председатель Комитета избирается членами каждого Комитета из их числа и утверждается на заседании Совета директоров ОАО «НК «Роснефть». Комитет не является органом Компании и не имеет права действовать от имени Совета директоров.
К исключительным функциям Комитета Совета директоров по аудиту Компании относятся: оценка кандидатов в аудиторы ОАО «НК «Роснефть» и предоставление результатов такой оценки Совету директоров Компании; оценка заключения аудитора ОАО «НК «Роснефть» до представления его на общем собрании акционеров Компании; оценка эффективности действующих в ОАО «НК «Роснефть» процедур внутреннего контроля и подготовка предложений по их совершенствованию. В функции Комитета по аудиту также входят осуществление контроля полноты и достоверности налогового, бухгалтерского и управленческого учета в ОАО «НК «Роснефть», рассмотрение внутренних процедур Компании по управлению рисками и проведение анализа эффективности таких процедур и обеспечения их соблюдения, а также иные функции, предусмотренные Положением о Комитете Совета директоров по аудиту ОАО «НК «Роснефть».

Основными функциями Комитета по кадрам и вознаграждениям являются: формирование кадровой политики ОАО «НК «Роснефть»; разработка принципов и критериев определения размера вознаграждения и компенсаций членов Совета директоров, исполнительных органов, Ревизионной комиссии и руководства Компании; разработка программы долгосрочного вознаграждения работников ОАО «НК «Роснефть» (бонусная и опционная) и другие функции, предусмотренные Положением о Комитете Совета директоров по кадрам и вознаграждениям ОАО «НК «Роснефть».
Члены Комитета не могут участвовать в принятии решений об оценке их собственной деятельности и при определении собственного вознаграждения.
К основным функциям Комитета по стратегическому планированию относятся: формирование стратегии развития и управления, инвестиционной и финансовой стратегии ОАО «НК «Роснефть»; определение приоритетных направлений деятельности Компании, предварительное одобрение планов финансово-хозяйственной деятельности ОАО «НК «Роснефть» на краткосрочную и долгосрочную перспективу, а также иные функции, предусмотренные Положением о Комитете Совета директоров по стратегическому планированию ОАО «НК «Роснефть».
Руководство текущей деятельностью ОАО «НК «Роснефть» осуществляется единоличным исполнительным органом (Президентом) и коллегиальным исполнительным органом (Правлением) Компании. Деятельность исполнительных органов ОАО «НК «Роснефть» регулируется Уставом, Кодексом корпоративного поведения, Положением о коллегиальном исполнительном органе (Правлении), Положением о единоличном исполнительном органе (Президенте) Компании. К компетенции исполнительных органов ОАО «НК «Роснефть» относятся все вопросы руководства текущей деятельностью Компании, за исключением вопросов, отнесенных к компетенции Общего собрания акционеров и Совета директоров ОАО «НК «Роснефть».
Члены Правления ОАО «НК «Роснефть» утверждаются Советом директоров Компании по предложению Президента ОАО «НК «Роснефть» сроком на 3 года.
В НК «Роснефть» функционирует система контроля над финансово-хозяйственной деятельностью, которая включает: Ревизионную комиссию, Комитет Совета директоров по аудиту и Департамент внутреннего аудита.
Существующий порядок подчиненности и взаимодействия элементов системы контроля обеспечивает уровень независимости, необходимый для ее эффективного функционирования, и соответствует передовой международной практике в данной области.
Производственная структура ОАО НК «Роснефть-Мурманск» представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. Производственная структура ОАО НК «Роснефть».
Глава 2. Анализ документов, регламентирующих работу подразделения в нефтегазовой компании

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2020, N 50 (часть III) статья 8074).

2. Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий и инцидентов на ОПО нефтегазодобывающих производств и на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих ОПО нефтегазодобывающих производств (далее — эксплуатирующая организация), к локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО:
бурения и добычи: опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных, бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, газа метаноугольных пластов, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов (далее — скважины);

  • обустройства месторождений для сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газового конденсата;
  • морских объектах нефтегазодобывающих производств;
  • разработки нефтяных месторождений шахтным способом.

Правила предназначены для применения при:

  • эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, консервации и ликвидации ОПО нефтегазодобывающих производств;
  • изготовлении, монтаже, обслуживании и ремонте технических устройств, применяемых на ОПО.

Требования пожарной безопасности к ОПО устанавливаются Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст.3579; 2018, N 53, ст.8464).
5. Список используемых сокращений приведен в приложении N 1 к настоящим Правилам.
Организационно-технические требования

6. Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатываются ПЛА в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2020 г. N 1437 (Собрание законодательства Российской Федерации, 21 сентября 2020 г., N 38, ст.5904).
Для обеспечения безопасности при проведении работ по бурению, освоению, реконструкции и ремонту скважин подрядные организации заключают договоры с аварийно-спасательными формированиями на выполнение комплекса работ по противофонтанной безопасности.
7. Допуск подрядных организаций на ОПО, а также порядок организации и производства работ на ОПО определяются положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ, утвержденным организацией, эксплуатирующей ОПО, а при работе нескольких подразделений одной организации, эксплуатирующей ОПО, — регламентом об организации безопасного производства работ, утвержденным руководителем этой организации или уполномоченным им лицом.
8. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность (газоопасных, огневых и ремонтных работ), должно осуществляться по наряду-допуску.
Перечень работ, осуществляемых по нарядам-допускам, порядок оформления нарядов-допусков, а также списки лиц, ответственных за выдачу и утверждение нарядов-допусков, за подготовку и проведение работ повышенной опасности, утверждаются руководителем организации или уполномоченным им лицом.
9. Все строящиеся ОПО должны быть снабжены информационными щитами на просматриваемых местах с указанием наименования объекта и владельца, номера контактного телефона. Для действующих и вводимых в эксплуатацию объектов, входящих в состав ОПО, дополнительно должны быть указаны их регистрационные номера согласно свидетельству о регистрации ОПО в государственном реестре.
10. Площадочные ОПО I, II классов опасности, за исключением линейных объектов, должны иметь ограждения, а для прохода людей и проезда транспорта контрольно-пропускной режим либо контрольно-пропускные пункты на автомобильных дорогах необщего пользования, ведущих к указанным ОПО.
11. В период отсутствия льда на водном пространстве должно проводиться обследование опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований. Периодичность обследования опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований устанавливается эксплуатирующей организацией, но не реже чем один раз в три года. По результатам обследования составляется акт, утверждаемый эксплуатирующей организацией.
12. Траление и отдача якорей судами в охранной зоне подводных трубопроводов не допускаются. Отдача якорей в этой зоне допускается только при выполнении подводно-технических работ и ремонте трубопровода при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей трубопровод.
13. До начала ремонтных работ на подводных трубопроводах ответственное лицо эксплуатирующей организации обязано ознакомиться с актом обследования водолазами или роботизированными подводными аппаратами участка ремонта трубопровода.
14. Подводный трубопровод после капитального ремонта испытывается на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации.
15. Не допускается размещение ПБУ на месте производства работ, постановка обслуживающих судов на якоря и производство работ в охранной зоне ЛЭП, кабелей связи, морских трубопроводов и других сооружений без письменного согласования с эксплуатирующей их организацией.
16. Не допускается складирование и хранение материалов, оборудования и инструмента в местах проходов, палуб, рабочих и иных местах ОПО МНГК, не предназначенных для складирования и хранения.
17. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК необходимо иметь неснижаемый запас продуктов питания, питьевой воды, горюче-смазочных материалов для аварийного снабжения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и жизнедеятельности находящихся на них людей на срок не менее 15 суток. Объем восполнения неснижаемого запаса определяется в зависимости от автономности и места нахождения ОПО МНГК с учетом возможности доставки продуктов питания, питьевой воды и горюче-смазочных материалов, а также наличием стационарных опреснительных систем.
18. Организация, эксплуатирующая ОПО МНГК, обязана иметь все карты подводных и надводных коммуникаций в районе ведения работ. Один экземпляр каждой карты высылается в гидрографическую службу.
19. Гидрометеорологическая информация, получаемая по каналам связи, должна регистрироваться в журнале прогнозов погоды, оформленном в письменном или электронном виде по форме, установленной эксплуатирующей ОПО МНГК организацией.
20. Во взрывоопасных зонах ОПО МНГК осуществляется постоянный контроль состояния воздушной среды. Для контроля загазованности по ПДК и НКПР пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.
21. Места установки и количество датчиков концентрационных пределов распространения пламени, датчиков газоанализаторов ПДК вредных веществ определяются проектной документацией.
22. Проведение огневых работ в помещениях, в местах возможного скопления газа вне помещений допускается после выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии ответственного лица эксплуатирующей организации, указанного в наряде-допуске.
23. На ОПО МНГК следует вести ежедневный учет находящихся на них людей, всех прибывших и убывающих лиц независимо от сроков их пребывания. Не допускается нахождение на ОПО МНГК лиц без разрешения ответственного лица эксплуатирующей организации.
24. Ответственный за безопасность ОПО МНГК обязан ознакомить (под подпись в специальном журнале) прибывших для проведения работ лиц с правилами внутреннего распорядка, сигналами тревог, обязанностями по конкретным тревогам; указать номер каюты и спасательной шлюпки (плота).
25. Лица, впервые или вновь прибывшие на ОПО МНГК, обязаны ознакомиться с расположением помещений и пройти в сопровождении лица, ответственного за безопасность, по путям эвакуации и основным помещениям МСП, ПБУ, МЭ и ПТК. Не допускается перемещение впервые прибывших лиц по ОПО МНГК без сопровождающих и без предварительного инструктажа по безопасности.

III. Требования к организациям, эксплуатирующим ОПО
26. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны иметь в наличии и обеспечивать функционирование приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента.
27. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин организации, производящие такие работы, обязаны обеспечить видеорегистрацию роторной площадки с формированием видеоархива с использованием электронных носителей информации.
28. Обновление видеоархива производится не чаще чем через 30 календарных дней. При видеорегистрации аварий и инцидентов видеоархив обновляется по окончании расследований их причин.
29. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны обеспечить наличие, сохранность, исправность СИЗ, аварийной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях и на открытых площадках, где возможно образование в воздухе рабочей зоны вредных, горючих веществ или токсичных газов.
30. Устройство ограждения и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра.
31. При использовании в технологических процессах оборудования, в том числе в коррозионно-стойком исполнении, необходимо разрабатывать и применять меры защиты от коррозии, изнашивания и старения.
32. На каждый технологический процесс на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата проектной (или эксплуатирующей) организацией должен составляться технологический регламент. Порядок подготовки ТР представлен в главе LVII настоящих Правил.
Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом или на группу ОПО, если они являются составной частью единого технологического комплекса.
33. Эксплуатирующая организация должна разработать инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, а также при ведении геофизических и ПВР на скважинах, и согласовать ее с ПАСФ.
Общие требования к проектированию

34. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с требованиями законодательства о недрах на основе технического проекта разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, а также требованиями настоящих Правил.
35. Проектная документация ОПО обустройства нефтяных и газовых месторождений разрабатывается на основании технических проектов разработки месторождений в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Выбор стратегии с учетом все внешних и внутренних факторов может быть осуществлен только на основе оценки эффективности мероприятий, проводимых на объектах управления (издержек по объектам управления), что возможно только при соответствующей информационной поддержке.

Необходимым условием формирования информационной поддержки, обеспечивающей объективность получаемых оценок, является перенос акцентов с подразделения как центра затрат на объект разработки, что взаимосвязано изменением организационной структуры компании.

Основным инструментом информационной поддержки при территориальной распределенности, характерной для предприятий нефтегазового сектора, является корпоративная информационная система, которая позволяет обеспечить единое информационное пространство и универсализировать информационные потоки по объектам управления.

В российских компаниях в настоящее время осуществляется переход от трехуровневой к двухуровневой организационной структуре управления, сопровождающийся изменением подходов к информационной поддержке.

На основе анализа структуры и эффективности эксплуатации фонда скважин одного из нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть». Выявлены основные факторы, влияющие на рентабельность эксплуатации добывающих скважин, а именно: рыночная цена на нефть, объем добычи нефти, обводненность продукции скважин и издержки производства.

Повышение результативности обработки данных при поиске месторождений обеспечивается новыми технологиями, применяемыми наряду с традиционными способами сейсморазведки. Ведется прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта, выделение перспективных объектов методом полевой геофизики и геохимии с использованием комплексного параметра вероятности (КПВ) нефтеперспективности. При геохимическом способе поисков залежей нефти и газа примененяются пассивная адсорбция углеводородов, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ), электромагнитное зондирование (ЭМЗ), новый комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic». Для выявления на малых глубинах пластов, насыщенных сверхвязкими нефтями — метод ЯМР (томографического зондирования).

Список использованной литературы

. Агарков С. А. Инновационный менеджмент и государственная политика- М.: Академия Естествознания, 2011. — 143 с.

. Афанасьева В.Л.. Нефтегазовый комплекс: производство, экономика, управление. — М.:Экономика,2014 — 717 с.

. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие, — Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. — 128с.

. Герчикова, И.Н. Менеджмент. 3-е изд., перераб. н доп.. — М.: ЮНИТИ, 2009. -238 с.

. Гершман М. А. Инновационный менеджмент. — М.: Маркет ДС Корпорейшн, 2012. — 482 с.

. Гольдштейн Г. Я. Стратегические аспекты управления НИОКР. — Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2010. — 244 с.

. Гринтанс, Я.М. Организационное проектирование и реструктуризация (реинжиниринг) предприятий и холдингов: экономические-управленческие и правовые аспекты. -М.: Волтерс Клувер, 2010 — 321 с.

. Дебердиева Е.М., Ленкова О.В. Закономерности структурных преобразований в нефтегазодобыче // Бурение и нефть, 2011. — №12. — с. 12-15.

. Дейнека О.С. Экономическое сознание: феноменология, структура и потенциал развития: Сборник научных статей. Нац. исследовательский ун-т ВШЭ // Культура и экономическое поведение / Под ред. Н.М.Лебедевой, А.Н.Татарко. М.: МАКС Пресс, 2011. — 544 с., С.118-148.

. Енокян Р. Д. Методы проектного управления инновационным развитием нефтедобывающих компаний. Автореферат дис. … канд. экон. наук.- М., 2010 — 18 с.

. Зайнутдинов Р.А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства: Монография. — М. ГУП

Источник

Отчет по практике в нефтегазовой отрасли

Оформление отчета по практике в нефтегазовой отрасли становится для студента основной проблемой ознакомления с практической стороной вашей будущей профессии. Ведь именно он есть документальным доказательством прохождения практики и предлогом для выставления оценки.

Отчет по практике в нефтегазовой отрасли необходим соответствовать требованиям на различных курсах обучения

Титульный лист. Пример.

Введение. Пример.

Образец отчета по практике. Пример 1.

Образец отчета по практике. Пример 2.

Образец отчета по практике. Пример 3.

Образец отчета по практике. Пример 4.

Образец отчета по практике. Пример 5.

Заключение. Пример.

Характеристика. Пример.

Список литературы. Пример.

Для каждого года учебы предвидена своя программа практики и требования, предъявляемые к отчету по практике:

  1. На 1-2 курсе постоянно проходят ознакомительную практику, по результатам которой, студент должен отразить в отчете главные характеристики дипломной работы предприятия, разобрать и оценить работу определенного отдела.
  2. На 3-4 курсе предусматривается прохождение производственной практики, во время которой студент принимает активное участие в деятельности компании. Следовательно в отчете должен быть проведен более глубокий анализ, а также разработаны предложения по улучшению того или иного производственного процесса. В обусловленности от направления обучения, это могут быть формы документов или расчетные таблицы.
  3. Самым тяжелым опытом значится преддипломная практика 5 курса, отчет по которой станет основой для создания практической части дипломной работы. Он должен включать созданные старшекурсником рекомендации по решению выявленной на предприятии проблемы.

Как отлично составить отчет по практике?

Чтобы успешно справиться с написанием отчета по практике, стоит:

  1. Получить у рецензента по практике методическое пособие, в котором закреплены требования к объему, содержанию и оформлению отчета;
  2. С первого дня прохождения практики начать сбор необходимой производственной документации;
  3. Составить план, который ляжет в основу содержания отчета по практике, и согласовать его с руководителем;
  4. Постоянно вести дневник по практике.

Надежный подход к прохождению практики и написанию отчета является залогом успешного окончания профессионального обучения и сдачи работы.

Источник

Предложите, как улучшить StudyLib

(Для жалоб на нарушения авторских прав, используйте

другую форму
)

Ваш е-мэйл

Заполните, если хотите получить ответ

Оцените наш проект

1

2

3

4

5

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Оформление реквизитов документа выполняется в соответствии
  • Оформление реквизитов на бланках документов в соответствии
  • Ооо станкостроительная компания пилотехника инн 4345206881
  • Ооо страховая компания ренессанс жизнь личный кабинет вход
  • Ооо страховая компания согласие официальный сайт реквизиты