ВведениеВ эксплуатации на объектах нефтепромысловых работ находится оборудование нефтедобывающих скважин, которое традиционно проектировалось по принципу «безопасного ресурса», означающего, что даже при условиях минимальной загрузки, в случае изменения значений технологического минимума работает неэффективно в течение определённой наработки назначенного ресурса, и в итоге возникают повреждения, которые могут привести к разрушению.При проектировании на «безопасный ресурс» межремонтные сроки устанавливаютсяс большим запасом, т. к. вероятность появления повреждения очень низкая. Поддержание работоспособности оборудования обеспечивается на принципах планово-предупредительной системы технического обслуживания и ремонта. Смена оборудования и проведение капитальных ремонтов до окончания возможных сроков работы оборудования требует огромных средств. В целом, оборудование, спроектированное по «безопасному ресурсу», не обладает высокими конструктивно-эксплуатационными и технико-экономическими характеристиками, а эксплуатация по «безопасному ресурсу» не стимулирует разработчиков к совершенствованию техники. Действующая на предприятиях нефтегазового комплекса система технического диагностирования практически полностью сконцентрирована на обеспечении безопасной эксплуатациии слабо отражает вопросы поддержания и восстановления эффективности работы оборудования. Поэтому одной из задач системы диагностического обслуживания объектов основных фондов является разработка рекомендаций по обеспечению эффективности и надёжности работы данных объектов. Такое положение требует новых подходов к обоснованию оптимальных мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению со сроками их реализации, что возможно только на основе оценки эффективности и использования объектов основных средств.  Анализ обеспеченности предприятия основными средствамиОдним из важнейших факторов увеличения объёма производства продукции на промышленных предприятиях является обеспеченность их основными средствами в необходимом количестве и ассортименте и более полное и эффективное их использование. Общий объём основных средств ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», их состав в стоимостном выраженииза 2016–2018 гг. приведены в табл. 1.Таблица 1 Наличие основных средств на предприятии за 2016–2018 гг.ГодыОбъекты основных средств2016201720182017/20162018/2017Затраты, тыс. руб.Темп роста, %Здания20 589,5927 756,2122 903,27134,8182,52Сооружения и передаточные устройства60 370,1483 307,6113 649,9137,99136,42Машины и оборудование14 005,4918 638,3526 728,65133,08143,41Транспортные средства28,543825,976816,347891,0162,93Инвентарь и другие виды основных средств114,1752103,9072147,130291,01141,60Земельные участки и объектыприродопользования38,058451,953632,6956136,5162,93Итого95 146129 884163 478136,51125,86 В течение исследуемого периода времени наблюдается значительное увеличение стоимости основных производственных фондов. Так, в 2016 г. стоимость основных производственных фондов на конец отчётного периода составила 95 146 млн руб., в 2018 г. наблюдается увеличение стоимости основных производственных фондов до 163 478 млн руб.Представленная динамика изменения стоимости основных средств обоснованно связанас движением основных средств, выраженным введением в эксплуатацию поступивших основных средств. Согласно данным, приведённым на рис. 1, на исследуемом предприятии наибольшую долю основных средств составляют производственные основные фонды.    Рис. 1. Структура основных средств в 2018 г. Для обеспечения надлежащего уровня технического оснащения выполнения работ предприятие осуществляет закупку соответствующего оборудования. Затраты на приобретение основного нефтепромыслового оборудования (внутрискважинного оборудования (ВСО), насосно-компрессорных труб (НКТ) и устьевого оборудования) под ввод новых скважин по статье «Оборудование» не входят в сметы строек (ОНСС) и прочего оборудования (механика, автоматика, лабораторное оборудование, оборудование для разведочных скважин, оргтехника, вентиляторы, станции) (рис. 2) [1].    ГодЗатраты, млн руб.   Рис. 2. Затраты на приобретение оборудования Динамика затрат на приобретение оборудования в течение 2016–2018 гг. представленав табл. 2. Таблица 2Динамика затрат на приобретение оборудованияЗатраты, млн руб.2016 г.(факт)2017 г.(факт)2018 г.2019 г.(план)ПланФактОбщие затраты на ОНСС:240,9324,6403,3249,9439,7 основное скважинное оборудование122,2159,9242,5167,5372,5 прочее118,7164,7160,882,467,2 Крупнейшими поставщиками оборудования в 2018 г. являлись предприятия ООО «Торговый Дом «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ-Информ», ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» и ООО «Нарьянмарнефтегаз».Объёмы поставок и состояние расчётов с ними приводятся в табл. 3.Таблица 3Поставщики оборудования в 2018 г.ПоставщикОбъём поставок в 2018 г. с НДС, тыс. руб.Задолженность Общества по поставкам на 31.12.2018 г., тыс. руб.Сроки погашенияООО «Торговый дом «ЛУКОЙЛ»471 29527310.01.2019 г.ООО «ЛУКОЙЛ-Информ»10 2442 86824.01.2019 г.ООО «ЛУКОЙЛ-Транс»202 902104 02014.01.2019 г.ООО «Нарьянмарнефтегаз»211 718–– Для поддержания оборудования в постоянной технической готовности предприятие проводит сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудования [2]. Затраты на обслуживание нефтепромыслового оборудования представлены на рис. 3.   Рис. 3. Затраты на обслуживание нефтепромыслового оборудования Динамика затрат на сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудования представлена в табл. 4.Таблица 4Динамика затрат на сервисное обслуживание нефтепромыслового оборудованияРаботы2015 г. (факт), млн руб.2016 г. (факт), млн руб.2017 г. (план), млн руб.2017 г. (факт), млн руб.Отклонение от плана, млн руб.2018 г. (план), млн руб.Отклонение плановых  затрат 2018 г. отфактических 2018 г., млн руб.Сервисное обслуживаниенефтепромыслового оборудования 12,619,662,157,9–4,258,7+0,8Ремонт трубной продукции–––––5,0+5,0Итого––62,1157,9–4,263,7+5,8 Увеличение плановых затрат в 2018 г. по сравнению с фактическими затратами 2017 г.составляет 5,8 млн руб. и связано в основном с заключением договора по теме «Ремонт трубной продукции» на 5 млн руб.На конец 2017 г. в фонде Общества находятся тринадцать скважин, из них десять нефтедобывающих (№ 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104, 116, 114, 109), одна – водопоглощающая (№ ВП-2)и две газопоглощающих (№ Г-1, Г-1 бис). Динамика ввода скважин в эксплуатацию по годам представлена на рис. 4.    Рис. 4. Динамика ввода скважинВ 2018 г. выполнено строительство и ввод в эксплуатацию ещё четырёх нефтяных скважин (№ 105, 117, 122, 13) и одной водопоглощающей (№ ВП-1).В 2017 г. выполнен один капитальный ремонт скважины № 14. Проведены работы по изоляции газопритока и по соляно-кислотной обработке. После проведения капитального ремонта среднесуточный дебит по нефти увеличился на 38 т/сут., дебит прорывного газа уменьшился на 310 тыс. м3/сут. Затраты на проведение капитального ремонта в 2017 г. составили 40,5 млн руб. В 2019 г. запланировано проведение одного капитального ремонта на скважине № 11и одного текущего ремонта на скважине № ВП-2. Планируется проведение промывки забоя скважины с помощью колтюбинговой установки (выбор скважины и необходимость проведения промывки будут определены по результатам промыслово-геофизических исследований на кабеле) [3]. ЗаключениеАнализ технологического состояния основного оборудования объектов ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» доказывает, что основное технологическое оборудование эксплуатируемых нефтедобывающих скважин требует периодического ремонта и модернизации. В настоящее время более 30 % технологического оборудования нефтедобывающих скважин подвергалось ремонтам с заменой внутренних устройств и модернизации. В исходном состоянии оборудование нефтедобывающих скважин, даже при условиях минимальной загрузки, при изменении значений технологического минимума работает неэффективно. При этом даже при обеспечении технологических минимумов для расширенного состава оборудования нефтедобывающих скважин имеются проблемы с эффективностью эксплуатации оборудования. Отдельные параметры нефтедобывающих скважин существенно превышают нормативные значения, что способствует образованию повышенного уровня обводнения и увеличению пластового давления в низкопроницаемых коллекторах. Неоднородное распространение свойств коллектора приводит к неравномерному показателю выработки пласта в ухудшенных зонах,в связи с чем, чтобы вовлечь в выработку и активизацию запасов зон коллектора с ухудшенными свойствами, необходимы новые технологические решения.Сочетание указанных негативных факторов при эксплуатации нефтедобывающих скважин с физическим износом и моральным устареванием используемого оборудования приводитк необходимости его реконструкции и модернизации, а в ряде случаев экономически целесообразно списание устаревшего оборудования, вплоть до ликвидации отдельных объектов. Таким образом, уровень технологического развития и техническое состояние объектов используемого оборудования существенно различны. Обосновать оптимальные мероприятия по реконструкции и техническому перевооружению со сроками их реализации можно только на основе фактического технического состояния и показателей эксплуатации конкретных объектов используемого оборудования.