Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода

 

По данным из таблицы  видно, что план по капитальному ремонту линейной части в денежном выражении выполнен на 98% или недовыполнение плана в денежном отношении составило – 488 тыс.руб., на это повлияло не выполнение плана по устранению дефектов на 7%. В 2009 году была проведена электрохимическая защита 13 км. трассы, также в 2009 году увеличились прочие затраты на 528,6 тыс.руб. это в два раза больше чем в 2008 году. Увеличиваются затраты на ремонт автотракторной техники. За 2009 год из выполненных объемов работ на сумму 38940 тыс.руб., собственными силами Тюменского УМН освоено 19313 тыс.руб.  

Также в 2009 году проводилась внутритрубная диагностика линейной части и подводных переходов нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск-1,2 снарядами.

Снарядом «Ультраскан - WM» обследовано 581,4 км, что составляет 98,7% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Снарядом «Магнескан - MFL» обследовано 490,4 км, что составляет 83,2% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Диагностическим снарядом «Ультраскан - CD» обследовано 234 км, что составляет 39,7%от общей протяженности трассы. На 01.01.2010 года наличие всего 1182 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР, из них 424 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР на ППМН. Устранено 134 дефекта ДПР, в том числе 40 дефектов ПОР, дефекты устранены собственными силами – УУД Тюменского УМН. По методам ремонта распределяются:

- установкой муфт –  43 шт.;

- проведение ДДК –  41;

- шлифовка – 32;

- заварка – 18;

- вырезка дефектного  участка – 0.

Проведено ДДК дефектов геометрии глубиной до 1% - 154 шт. На ППМН Тюменского УМН устранено всего 21 дефект ДПР, в том числе 5 дефектов ПОР.

В 2009 году проводилось частичное обследование резервуаров – РВС 5000 м3 №6, РВС 10000м3 №8 АЭМ, без вывода из эксплуатации. Обследование проводил ЦТД «Диаскан». РВС №6 признан годным к эксплуатации без ограничения, РВС №8 требуется капитальный ремонт. Полное, предремонтное обследование резервуаров -  РВС 10000 м3 №7, обследование проводил ООО «ДИАСИБ». Полезная емкость резервуаров 51176,944 м3. списание и демонтаж резервуаров, выведенных из эксплуатации – не планировалось и не проводилось.

Нефтепровод Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск (линейная часть) обустроен камерами пуска и приема в полном объеме.

В 2009 году вытеснение нефти проводилось на участке МН Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск НПС «Вознесенка» (653 км) – НПС «Новопетрово» (583 км).

Для обслуживания нефтепровода на 01.01.2010г имеется 3 ЛЭС, с полным техническим оснащением, представленным в таблице 1.2, они  располагаются на НПС «Вагай» (2 ИТР+11 рабочих), «Абатская» (2 ИТР+11 рабочих), «Бекишево» (2 ИТР+11 рабочих), участок устранения дефектов (2 ИТР+18 рабочих) общая численность 59 человек.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.2

Техническое оснащение 

аварийно-восстановительных  служб

 

Подразделение	Наименование машины, механизма	Количество, ед.
1	2	3
ЛЭС НПС Вагай	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего  в т.ч. колесный          гусеничный          трелевочный Тягач Комплект машин для очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция	12   1 1 2 1 3 1 1 1 1 1 1 1
ЛЭС НПС Абатская	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Тракторы, всего  в т.ч. колесный          гусеничный          трелевочный Тягач Трайлер	10   1 1 2 3 1 1 1 2 1
ЛЭС НПС Бекишево	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Тракторы, всего  в т.ч. колесный          гусеничный          трелевочный Тягач Комплект машин для  очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция	17   1 1 1 2 6 3 2 1 1 2 2 1
УУД Тюменского УМН	Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего  в т.ч. колесный          гусеничный         трелевочный Тягач	10   1 1 1 2 1 3 1 1 1 1
итого		49

 

Также осуществляется аэровизуальное обследование нефтепроводов на самолете АН – 2-3 раза в неделю согласно графика:

1. 2 раза в неделю по маршруту НПС Аббатская (763 км) – ППМН через р. Иртыш (489 км);
2. 1 раз в неделю по маршруту НПС Аббатская (736 км) – ПСП г.Омск (967 км).

Техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты  объектов линейной части нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск -1,2 выполнялись силами ЛЭС НПС Вагай, Абатская, Бекишево в соответствии с «Регламентом по организации и планированию работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов ОАО МН» и по плану-графику, утвержденному главным инженером Тюменского УМН.

Всего по Тюменскому УМН в безопасном состоянии 167 км нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск.

Таблица 1.3

Показатели Тюменского УМН за 2008-2009 гг.

 

Показатель	Ед. изм.	2008	2009
		факт	план	факт	отклон.	% вып.	% к 2006г
Объем перекачки нефти	тыс.тонн	16721,8	17697,2	17348,6	-348,6	98,0	103,7
Грузооборот	млн.тн.км.	8038,3	8507,1	8339,5	-167,6	98,0	103,7
Капитальный ремонт объектов	тыс.руб.	74352	39062	38940	-122	99,7	52,4
Общая протяженность  трассы н/проводов	км	480,6	-	480,6	-	-	-
Затраты на перекачку  нефти	тыс.руб.	323032	315347	307656	-7691	97,6	95,2
Себестоимость перекачки 1 тн нефти	руб.	19,32	17,82	17,73	-0,09	99,5	91,8

 

Из данных таблицы можно сделать вывод, что объем перекачки нефти увеличился по сравнению с 2008 годом на 626,8 тыс.тонн, или 3,7%, грузооборот в 2009 году увеличился на 301,2 млн.тн.км, или на 3,7%. Капитальный ремонт объектов уменьшился в 2009 году на 35421 тыс.руб., также идет уменьшение затрат на перекачку нефти на 15376 тыс.руб., это приводит к уменьшению себестоимости перекачки 1 тн нефти на 1,5 руб

Общая численность персонала  предприятия на 01.01.2010 год составила 556 чел (табл. 1.4). В основном, это квалифицированные работники, давно работающие на предприятии.

Таблица 1.4

Состав и численность  персонала Тюменского УМН

 

Показатель	Ед. изм	01.01.2010	% к общей  численности всего персонала
Численность  работающих  всего	чел.	556	100
В т.ч. руководителей	чел.	35	6,3
специалистов	чел.	136	24,5
рабочие	чел.	385	69,2

 

Обеспеченность предприятия  кадрами в 2009 году составляла 97,7%. На сегодняшний день текучесть персонала в целом по предприятию небольшая. Должностным требованиям (уровень образования, состояние здоровья, возможность повышения квалификации) отвечает 95,8% сотрудников. В отчетном периоде прошли переквалификацию, повышение квалификации и дополнительные курсы 44 сотрудника.

 

Рис 1.1 Качественный состав персонала Тюменского УМН

 

40,3% сотрудников имеют высшее образование (1), 28,5% среднее профессиональное (2), 31,2% среднее (3) (рис.1.1). Таким образом,      Тюменское УМН обладает достаточным количеством квалифицированного персонала.

Для оценки результатов  производственной деятельности      Тюменского УМН необходимо провести диагностический анализ деятельности предприятия в целом по основному показателю - годовому объёму перекачки нефти. 

 

1.2 Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию.

 

Тюменское УМН планирует свою деятельность и определяет перспективы развития, исходя из производственного задания, установленного ОАО «Сибнефтепровод», ему необходимо поддерживать часть МН в работоспособном состоянии, для бесперебойной перекачки нефти.

Для успешного решения  задач по выполнению поставленной производственной программы целесообразно на первом уровне провести факторный анализ, при помощи которого можно выявить причинно-следственные связи выполнения производственной программы.

Данные для факторного анализа представлены в таблице 1.5:

Таблица 1.5

Данные по Тюменскому УМН для факторного анализа

 

Показатель	Условные обозначения	2008 год	2009 год	∆
Объем перекачки нефти, т.тонн	Q	16721,8	17348,6	626,8
Численность персонала  ОАО, чел. в т.ч. численность ремонтного персонала, чел.	Ч	552 56	556 59	4 3
Время простоев трубопровода, сут	Тпр	0,55	0,23	-0,3
Протяженность нефтепровода требующая ремонта, км	L	340	121	-219
Категория сложности  ремонта	R	0,971	0,973	0,002
Норма времени простоя, сут	Нпр	0,0017	0,0015	- 0,0002

 

Время простоев нефтепровода в ремонте оказывает существенное влияние на объем транспортируемой нефти. Это видно из формулы 1.1

 

Q = (365-Tпр)*q,                              (1.1)

 

где Q – годовой объем транспортируемой нефти,

      Тпр  – время простоя нефтепровода  в ремонте, сут.;

      q – суточная пропускная способность нефтепровода.

 

На основании указанной выше формулы 1.1 и с использованием логарифмического метода факторного анализа, изменение объема перекачки нефти в зависимости от времени простоя нефтепровода в ремонте определяют следующим образом:

 

                             DQ(Тпр)=DQ*lgI(Тпр)/lgI(Q),                             (1.2)

 

где DQ(Тпр)-изменение объема перекачки в зависимости от времени  -- простоя            нефтепровода в ремонте, млн.тн.;