Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.1 Краткая геолога – промысловая характеристикаЕрсубайкинского месторождения
Ерсубайкинское месторождение находится на землях Альметьевского района Республики Татарстан с развитой инфраструктурой, обеспеченного электроэнергией и рабочей силой. Сообщение между населенными пунктами, находящимися в пределах контура месторождения (Багряж,Ерсубайкино,Полянка,Клементейкино, Новая Елань и пр.), осуществляется по грунтовым дорогам. Асфальтированные шоссе проходят с юго-запада, юга и севера месторождения.
В строении Ерсубайкинского месторождения принимают участие породы докембрийского, девонского, каменноугольного, пермского четвертичного и аллювиальные осадки неогенового возрастов.
В тектоническом отношении Ерсубайкинское месторождение находится в пределах Акташско-Ново-Елховского вала западного склона ЮТС –структуре 2 порядка.
Продуктивными на месторождении являются карбонатные и терригенные коллекторы девона, нижнего и среднего карбона.
Выше по разрезу над отложениями бобриковского горизонта на глубине 1144 м залегают однотипные отложения тульского возраста, в которых выделяется пласт-коллектор, индексируемый как Стл-2. Он является основным нефтевмещающим пластом на месторождении, на который приходится и основная доля запасов нефти. Пласт Стл-2 более выдержан по площади, но небольшие по размерам зоны замещения его на плотные глинистые породы имеются. Тип залежей пластово-сводовый и пластово-сводовый частично литологически экранированный.
Средняя величина эффективной нефтенасыщенной толщины, рассчитанная по данным всего количества пробуренных скважин, вскрывших нефтеносный коллектор, составила 12,2 метра. Коэффициент песчанистости по продуктивной части разреза составил 0,406, коэффициент расчлененности -9,857. Структурные разности известняков, обозначенные выше, имеют достаточно высокую пористость -12,4% при интервале изменения от 8,3 до 25%, нефтенасыщенность -72%, проницаемость 29,5х10-3 мкм2. Значения пористости проницаемости по керну несколько ниже (Кп – 0,119 д.ед., Кпр – 13,7х10-3мкм2). Терригенные отложения тульского и бобриковского горизонтов, представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми, которые встречаются среди песчаников в виде маломощных прослоев. Поровое пространство межзерновое. Тип коллектора поровый. Эффективно-нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,7 до 8,0 метров, причем по продуктивному пласту бобриковского горизонта максимальная толщина составляет 4,4 метра. Коллекторские свойства нефтевмещающих пород обоих горизонтов практически идентичны по разрезу: Кп=20,5 и 20,4%, Кн=75,0 и 74,2%. По средним значениям проницаемости коллектор бобриковского горизонта характеризуется более высокими значениями, что отражается и в данных по исследованию керна (до3803х10-3мкм2).
Коллекторы тульско-бобриковского горизонтов можно отнести к высокоемким средне- и высокопроницаемым. Подстилающими породами для залежей нефти в отложениях бобриковского горизонта служат глины яснополянского возраста толщиной 2 – 8 метров. Покрышкой для них и водоупорами для залежей в отложениях тульского горизонта служат глины того же возраста толщиной 3 – 10 метров.
Терригенные отложения тульского и бобриковского горизонтов, содержащие флюид, представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми, которые встречаются среди песчаников в виде маломощных прослоев. Поровое пространство межзерновое. Тип коллектора поровый. Эффективно-нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0.7 до 8.0 метров, причем по продуктивному пласту бобриковского горизонта максимальная толщина составляет 4.4 метра. Коллекторские свойства нефтевмещающих пород обоих горизонтов практически идентичны по разрезу: КП = 20.5 и 20.4%, КН = 75.0 и 74.2%. По средним значениям проницаемости коллектор бобриковского горизонта характеризуется более высокими значениями, что отражается и в данных по исследованию керна. По гидродинамическим исследованиям скважин отмечается довольно низкое среднее значение коэффициента проницаемости – 290.5*10-3мкм2 при интервале изменения от 9.0 до 2220 *10-3мкм2. Таким образом, коллекторы тульско-бобриковского горизонтов можно отнести к высокоемким средне- и высокопроницаемым. Подстилающими породами для залежей нефти в отложениях бобриковского горизонта служат глины яснополянского возраста толщиной 2-8 метров. Покрышкой для них и водоупорами для залежей в отложениях тульского горизонта служат глины того же возраста толщиной 3-10 метров.
Исследование свойств нефти тульского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из скважин 2093, 2094, 4839, 4855, 6982, 11701, 11715. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб следующие: давление насыщения – 2.1МПа, газосодержание – 11.9 м3/т, объемный коэффициент – 1.0387, динамическая вязкость составляет 42.53 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 901 кг/ м3, сепарированной – 923.0 кг/ м3. По данным анализов поверхностных проб нефть тульского горизонта тяжелая. По содержанию серы – 3.2% масс. и парафина – 3.3% масс. нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 112.2 мПа*с.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из скважин 4839, 2093, 4861. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб следующие: давление насыщения – 2.12МПа, газосодержание – 16.2 м3/т, объемный коэффициент – 1.0454, динамическая вязкость составляет 40.36 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 889.9 кг/ м3, сепарированной – 903.2 кг/ м3. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. По содержанию серы – 3.3% масс. и парафина – 3.0% масс. нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 88.8 мПа*с.
1.2 Основные технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть»
Деятельность любого предприятия характеризуется определенными технико-экономическими показателями. Технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть» включают следующие показатели: добыча нефти, эксплуатационный фонд скважин, коэффициент эксплуатации скважин, себестоимость товарной продукции, фонд оплаты труда и т.д.
Как видно из таблицы технико-экономических показателей работы НГДУ «Ямашнефть» добыча нефти в 2008 году увеличилась на 30052 тонну и составила 1590052 тонны.
Эксплуатационный фонд скважин 2008 года, из которых добывающие скважины уменьшились по сравнению с 2007 годом на 5 скважин и составил 18 скважины. А нагнетательные скважины наоборот увеличились в количестве на 5 и составили 15 скважин.
Среднесуточный дебит скважин за анализируемый период уменьшился с 3,5 до 3,48. Уменьшился межремонтный период работы скважин(всего по НГДУ) на 5 суток, так в 2007 году он составлял 1314 суток, а в 2008 году – 1309 сутки, а так же уменьшился фонд оплаты труда с 374681,2 до 361781,3 на 12899,9.
Среднемесячная зарплата возросла по сравнению с предыдущим годом на 2509 рублей и составила 24732 рубля. Кроме того, возросли и эксплуатационные затраты с 2323302 до 2511364 на 188062 т. рублей.
Основные технико-экономические показатели работы НГДУ «Ямашнефть» представлены в таблице 1.
Таблица – Основные технико-экономические показатели НГДУ "Ямашнефть"
|
Показатели |
Ед.изм. |
2007 год |
2008 год |
|||
|
план |
факт |
+,- |
% |
|||
|
1. Добыча нефти |
т.т |
1590,052 |
1560 |
1590,052 |
30,052 |
101,93 |
|
2. Сдача нефти |
т.т |
1591,88 |
1557,3 |
1591,16 |
33,86 |
102,17 |
|
3. Ввод новых скважин |
скв. |
38 |
28 |
33 |
5 |
117,86 |
|
- нефтяных |
30 |
13 |
18 |
5 |
138,46 |
|
|
- нагнетательных |
8 |
15 |
15 |
0 |
100 |
|
|
4. Эксплуатационный фонд скважин |
скв. |
2011 |
- |
2027 |
- |
- |
|
- нефтяных |
1638 |
- |
1638 |
- |
- |
|
|
- нагнетательных |
374 |
- |
389 |
- |
- |
|
|
5. Среднегодовой действующий фонд скважин |
скв. |
1901 |
- |
1963 |
- |
- |
|
- нефтяных |
1563 |
- |
1582 |
- |
- |
|
|
- нагнетательных |
338 |
- |
381 |
- |
- |
|
|
6. Коэффициент использования скважин |
коэф. |
0,807 |
- |
0,763 |
- |
- |
|
7. Коэффициент эксплуатации скважин |
коэф. |
0,782 |
- |
0,791 |
- |
- |
|
8. Среднесуточный дебит скважин: |
||||||
|
- по нефти |
т/c |
3,5 |
- |
3,48 |
- |
- |
|
- по жидкости |
т/с |
6,1 |
- |
6,15 |
- |
- |
|
9. Добыча жидкости |
т.т |
2788,073 |
2775 |
2808,318 |
33,318 |
101,20 |
|
10. Обводнённость нефти |
% |
42,9 |
43,8 |
43,4 |
-0,4 |
99,09 |
|
11. Закачка воды в пласт |
т/м3 |
2029,334 |
2000 |
2048,622 |
48,622 |
102,43 |
|
в т.ч.утилизация сточных вод |
152,541 |
109 |
119,28 |
10,28 |
109,43 |
|
|
12.Добыча нефти по способам эксплуатации |
% |
|||||
|
- фонтанные |
0,0002 |
100 |
0,006 |
-99,994 |
0,01 |
|
|
- насосами |
99,9998 |
100 |
99,994 |
-0,006 |
99,99 |
|
|
в том числе : ЭЦН |
1,7 |
- |
1,6 |
- |
- |
|
|
СКН |
98,3 |
- |
98,4 |
- |
- |
|
|
Продолжение таблицы 1 |
||||||
|
Показатели |
Ед.изм. |
2007 год |
2008 год |
|||
|
план |
факт |
+,- |
% |
|||
|
в том числе: ЭЦН |
829 |
- |
762 |
- |
- |
|
|
СКН |
1319 |
- |
1299 |
- |
- |
|
|
14. Текущий ремонт скважин |
657 |
708 |
625 |
-83 |
88,28 |
|
|
15. Капитальный ремонт скважин |
196 |
172 |
198 |
26 |
115,12 |
|
|
16. Капитальные вложения в действующих ценах, всего |
т.р. |
751366,8 |
661137,3 |
658880,4 |
-2256,9 |
99,66 |
|
- бурение |
384716 |
334300,4 |
334275,7 |
-24,7 |
99,99 |
|
|
в том числе: эксплуатационные |
334782 |
248721,2 |
248715,6 |
-5,6 |
100 |
|
|
разведочные |
44934 |
85579,2 |
85560,1 |
-19,1 |
99,98 |
|
|
строительно-монтажные работы в действующих ценах |
т.р. |
145846,7 |
136704,6 |
133723,8 |
-2980,8 |
97,82 |
|
17. Ввод основных фондов |
т.р. |
699602,9 |
576840,8 |
579961 |
3120,2 |
100,54 |
|
18. Товарная продукция |
т.р. |
10223444 |
7500602,9 |
11218687,06 |
3718084 |
149,57 |
|
то же в фактических ценах |
10223444 |
7500602,9 |
11218687,06 |
3718084 |
149,57 |
|
|
19. Среднесписочная численность всего персонала |
чел. |
1405 |
1228 |
1219 |
-9 |
99,27 |
|
в том числе ППП |
1096 |
855 |
887 |
32 |
103,74 |
|
|
-НП (непромышленный персонал) |
309 |
373 |
332 |
-41 |
89,01 |
|
|
20. Производительность труда 1 работника |
т.т/чел |
1452 |
1825 |
1793 |
-32 |
98,25 |
|
21.Удельный расход среднесписочной численности ППП на 1 скважину среднедействующего фонда скважин |
0,577 |
0,436 |
0,452 |
0,016 |
103,67 |
|
|
22. Фонд оплаты труда |
374681,2 |
336980 |
361781,3 |
24801,3 |
107,36 |
|
|
- ППП |
327681,2 |
287442 |
303251,7 |
15809,7 |
105,5 |
|
|
- непромышленный персонал |
47649,8 |
49538 |
58529,6 |
8991,6 |
118,15 |
|
|
Продолжение таблицы 1 |
||||||
|
2008 год |
||||||
|
Показатели |
Ед.изм. |
2007 год |
план |
факт |
+,- |
% |
|
23. Среднемесячная зарплата |
руб. |
22223 |
22868 |
24732 |
1864 |
108,15 |
|
- ППП |
23783 |
28016 |
28490 |
474,4 |
101,69 |
|
|
- непромышленный персонал |
12851 |
11067 |
14691,2 |
3624,2 |
132,75 |
|
|
24. Текущие выплаты |
т.р. |
35513 |
34679 |
33927 |
-752 |
97,83 |
|
25. Затраты по производству товарной продукции |
т.р. |
6244687 |
5682882 |
7830762 |
2147880 |
137,8 |
|
26. Эксплуатационные затраты |
т.р. |
2323302 |
2529670 |
2511364 |
-18306 |
99,28 |
1.3 Организационная структура НГДУ «Ямашнефть»
Организационная структура предприятия - установление вида, типа, способа структурного построения предприятия, компании, фирмы в соответствии с правовыми нормами, предусмотренными законодательством, гражданским кодексом (государственное предприятие, акционерное общество, общество с ограниченной ответственностью, товарищество и др.), и создание на этой основе адекватной организационной структуры.
Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача - обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.
Цех поддержания пластового давления (ЦППД) осуществляет технологический процесс закачки жидкости в пласт на месторождениях НГДУ. Главная задача-обеспечение бесперебойной закачки технологической жидкости в пласт в соответствии с утверждённым планом.
Цех перекачки и подготовки нефти (ЦППН) осуществляет обеспечение бесперебойной перекачки и подготовки кондиционной нефти и сдачи её в «Транснефть».
Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) осуществляет контроль за разработкой месторождений, проводит промысловые исследования скважин всех категорий, изучает физико-химические свойства нефти и воды, решает отдельные вопросы техники и технологии добычи высоковязкой нефти, выполняет проектно-сметные работы, сбор и обработку информации, получаемой от служб цехов.
Проектно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) обеспечивают надежную и бесперебойную работу нефтепромысловому оборудованию основного и вспомогательного производства, осуществляет контроль за соблюдением технических правил его эксплуатации, проводит своевременный и качественный ремонт механического оборудования, изготавливает изделия, запасные части и узлы.
Цех капитального ремонта зданий и сооружений (ЦКРЗиС) является вспомогательным производственным подразделением, осуществляет капитальный ремонт защиту от коррозии трубопроводов, капитальный ремонт зданий и сооружений, а также исполнение художественно-оформительных работ.
Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ) обеспечивает производственные объекты электроэнергией, проводит техническое обслуживание и ремонт электрооборудования сетей и подстанций. Деятельность цеха в вопросах электроснабжения осуществляется в соответствии с действующими правилами.
Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) производит своевременный и качественный ремонт скважин с целью обеспечения их бесперебойной работы, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытывает новые образцы глубинного оборудования в скважинах.
Прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования (ПРЦГНО), осуществляет ремонт и ревизию штанг, насосно-компрессорных труб, штанговых глубинных насосов, электромеханического оборудования.
Цех автоматизации производства (ЦАП) осуществляет техническое обслуживание и обеспечивает надежную работу контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации производственных процессов, внедрение новой техники, организует свою производственную деятельность в соответствии с планом и графиками.
Теплоэнергетический цех (ТЭЦ) обеспечивает бесперебойное снабжение паром и горячей водой объектов основного, вспомогательного производства, социально-бытового назначения НГДУ, ООО "Ямашинский" согласно границ раздела, а также обеспечивает питьевой водой и содержит канализационные сети на базе управления и прогимназии.
Управление технологического транспорта (УТТ) осуществляет транспортное обслуживание работ по обеспечению специальной техникой предприятия, цехов, структурных единиц НГДУ
ОК (отдел кадров) – подбор, расстановка и учет кадров.
Технологический отдел добычи нефти (ТОДН) – планирует и контролирует текущие и перспективные объемы работ по обустройству, технике и технологии добычи нефти и поддержанию пластового давления, ремонт скважин и трубопроводов, объемами работ по подразделениям НГДУ.
Технический отдел (ТО) координирует внедрение и эксплуатацию на объектах НГДУ средств новой техники и технологии, автоматизации производства.
Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) координирует работу цехов по добыче нефти и газа, занимается сбором оперативной информации с объектов, распределение по подразделениям специальной техники и автотранспорта.
Основной функцией отдела главного механика (ОГМ) является техническое и методическое руководство механоремонтной и эксплуатационной службой управления.
Отдел главного энергетика (ОГЭ) организует эксплуатацию и ремонт системы электроснабжения, занимается техническим и методическим руководством службами ремонта и эксплуатации оборудования.
Отдел главного технолога (ОГТ) координирует и направляет деятельность подразделений предприятия, обеспечивающих технологический процесс транспорта, подготовки нефти и попутной воды.
Экономический отдел (ЭО) организует планово-экономическую работу предприятия, анализ, прогнозирование экономической деятельности в области добычи нефти.
Отдел труда и заработной платы (ОТ и З) занимается организацией труда и заработной платы, технического нормирования и материального стимулирования.
Геологический отдел (ГО) - детально изучает нефтяные месторождения в период разбуривания и эксплуатации, учитывает движение запасов нефти и газа по месторождениям, занимается методическим руководством геологических служб цехов добычи нефти.
Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача - обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.
Цех поддержания пластового давления (ЦППД) осуществляет технологический процесс закачки жидкости в пласт на месторождениях НГДУ. Главная задача-обеспечение бесперебойной закачки технологической жидкости в пласт в соответствии с утверждённым планом.
Цех перекачки и подготовки нефти (ЦППН) осуществляет обеспечение бесперебойной перекачки и подготовки кондиционной нефти и сдачи её в «Транснефть».
Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ) обеспечивает производственные объекты электроэнергией, проводит техническое обслуживание и ремонт электрооборудования сетей и подстанций. Деятельность цеха в вопросахэлектроснабжения осуществляется в соответствии с действующими правилами.
Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС) производит своевременный и качественный ремонт скважин с целью обеспечения их бесперебойной работы, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти, испытывает новые образцы глубинного оборудования в скважинах.
Прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования (ПРЦГНО), осуществляет ремонт и ревизию штанг, насосно-компрессорных труб, штанговых глубинных насосов, электромеханического оборудования.
Цех автоматизации производства (ЦАП) осуществляет техническое обслуживание и обеспечивает надежную работу контрольно-измерительных приборов и средствавтоматизации производственных процессов, внедрение новой техники, организует свою производственную деятельность в соответствии с планом и графиками.
Теплоэнергетический цех (ТЭЦ) обеспечивает бесперебойное снабжение паром и горячей водой объектов основного, вспомогательного производства, социально-бытового назначения НГДУ, ООО "Ямашинский" согласно границ раздела, а также обеспечивает питьевой водой и содержит канализационные сети на базе управления и прогимназии.
Управление технологического транспорта (УТТ) осуществляет транспортное обслуживание работ по обеспечению специальной техникой предприятия, цехов, структурных единиц НГДУ. Основные функции служб и отделов НГДУ "Ямашнефть"
ОК (отдел кадров) – подбор, расстановка и учет кадров.
Отдел делопроизводства и контроля исполнения (ОДиКИ) – ведение общего несекретного делопроизводства, организация документооборота, оформление и учет использования и хранения документации, контроль за исполнением приказов, решений.
Служба главного инженера НГДУ
Технологический отдел добычи нефти (ТОДН) – планирует и контролирует текущие и перспективные объемы работ по обустройству, технике и технологии добычи нефти и поддержанию пластового давления, ремонт скважин и трубопроводов, объемами работ по подразделениям НГДУ.
Технический отдел (ТО) координирует внедрение и эксплуатацию на объектах НГДУ средств новой техники и технологии, автоматизации производства.
Центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) координирует работу цехов по добыче нефти и газа, занимается сбором оперативной информации с объектов, распределение по подразделениям специальной техники и автотранспорта.
Основной функцией отдела главного механика (ОГМ) является техническое и методическое руководство механоремонтной и эксплуатационной службой управления.
Отдел главного энергетика (ОГЭ) организует эксплуатацию и ремонт системы электроснабжения, занимается техническим и методическим руководством службами ремонта и эксплуатации оборудования.
Отдел главного технолога (ОГТ) координирует и направляет деятельность подразделений предприятия, обеспечивающих технологический процесс транспорта, подготовки нефти и попутной воды.
Отдел промышленной безопасности и охраны труда (ОПБ и ОТ) контролирует состояние охраны труда на производстве, совершенствование организации работы по созданию здоровых и безопасных условий труда работающих, предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний.
Отдел по охране природы организует работы по антикоррозийной защите нефтепромыслового оборудования, организует контроль за состоянием охраны окружающей среды, промышленной санитарии.
Служба компьютерных систем и программного (СКСиПО) – обеспечение и совершенствование технологии обработки информации и вычислительных работ, работоспособности и эффективности работы электровычислительных машин и микропроцессорных систем.
Учебно-курсовой комбинат (УКК) проводит учебно-производственную и методическую работу по повышению профессионального уровня кадров в соответствии с требованиями планов, программ и методических указаний центра подготовки кадров.
Производственный отдел по строительству и капитальному ремонту скважин (ПОСКРС) планирует и контролирует выполнение объемов по капитальному ремонту скважин, подготовка объектов к бурению.
Служба заместителя начальника по экономике и финансам.
Экономический отдел (ЭО) организует планово-экономическую работу предприятия, анализ, прогнозирование экономической деятельности в области добычи нефти.
Отдел труда и заработной платы (ОТ и З) занимается организацией труда и заработной платы, технического нормирования и материального стимулирования.
Служба заместителя начальника НГДУ по капитальному строительству.
Отдел капитального строительства (ОКС) – разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, контроль за ходом строительства сооружаемых объектов, координация работ ремонтно-строительного цеха.
Проектно-сметное отдел (ПСО) – разработка проектно-сметной документации для строительства.
Маркшейдерско-геодезическая служба (МГС) выполняет топографо-геодезические и маркшейдерские работы при разработке нефтяных площадей.
Служба заместителя начальника НГДУ по общим вопросам.
Отдел материально-технического снабжения и комплектацииоборудования (ОМТСиКО) обеспечивает подразделения предприятиянеобходимыми материальными ресурсами и оборудованием.
Служба заместителя начальника НГДУ по социальным вопросам.
Производственно-вспомогательный отдел (ПВО) – организует работы социальной сферы предприятия.
Служба безопасности – охрана объектов НГДУ, принятие мер по предотвращению утраты, утечки сведений государственного характера, служебно-коммерческой тайны.
Санаторий-профилакторий «ЯН» - главной задачей является поддержание и укрепление здоровья работников НГДУ «Ямашнефть» и ОАО «Татнефть» и их детей, ветеранов труда, нуждающихся по медицинским показаниям в санаторно-курортном и профилактическом лечении заболеваний, связанных с факторами производственной среды и условий труда.
Здравпункт – оказание неотложной доврачебной помощи работникам НГДУ, участие в проведении профилактических мероприятий, направленных на снижение заболеваемости, травматизма и инвалидности, выявление на ранней стадии заболеваний и укрепление здоровья работников предприятия.
Горнолыжный комплекс (ГЛК) – организация горнолыжного отдыха для работников ОАО «Татнефть» и населения.
Прогимназия – обучает и воспитывает детей дошкольного и младшего школьного возраста.
Спортивно-оздоровительный центр (СОЦ) – развитие массового спорта и физкультуры, укрепление здоровья и физической подготовки населения города.
Служба главного бухгалтера НГДУ.
Отдел бухгалтерского учета (ОБУ) организует бухгалтерский учет хозяйственно-финансовой деятельности предприятия и контроль за использованием материальных, трудовых и финансовых ресурсов, сохранность собственности предприятия.
Финансовый отдел (ФО) обеспечивает финансовыми ресурсами производство работ по добыче нефти, капитальному строительству и ремонту основных фондов; организация налоговых и бюджетных платежей; учет производственных затрат из прибыли, специальных источников финансирования.
Служба главного геолога НГДУ
Геологический отдел (ГО) - детально изучает нефтяные месторождения в период разбуривания и эксплуатации, учитывает движение запасов нефти и газа по месторождениям, занимается методическим руководством геологических служб цехов добычи нефти.
Отдел разработки (ОР) - организует внедрение технологических схем ипроектов разработки, осуществляет методическое руководство технологическими группами цехов добычи нефти, группой разработки ЦНИПР.
Организационная структура предприятия НГДУ «Ямашнефть» представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 –Организационная структура предприятия НГДУ «Ямашнефть»
1.4 Калькуляция себестоимости добычи нефти
Калькуляция себестоимости - это расчет себестоимости добычи нефти, составленный по статьям расходов. Планирование, учет и калькулирование себестоимости добычи нефти, газа попутного и природного (затрат на производство добычи нефти и газа) осуществляется в разрезе следующих статей:
- расходы на энергию по извлечению нефти;
- расходы по искусственному воздействию на пласт;
- основная заработная плата производственных рабочих;
- дополнительная заработная плата производственных рабочих;
- отчисления на социальное страхование;
- амортизация скважин;
- расходы по сбору и транспортировке нефти и газа;
- расходы по технологической подготовке нефти;
- расходы на подготовку и освоение производства;
- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;
- общепроизводственные расходы;
- прочие производственные расходы;
- внепроизводственные расходы.
Калькуляция себестоимости добычи нефти НГДУ «Ямашнефть» представлена в таблице 2.
Таблица 2- Калькуляциясебестоимости добычи нефтипредприятия НГДУ «Ямашнефть»
|
Показатели |
2007 |
год |
2008 |
год |
|
всего т.р. |
на 1 тн. руб. |
всего т.р. |
на 1 тн. руб. |
|
|
1.Расходы на энергию по извлечению нефти |
25434 |
16,34 |
30365 |
19,09 |
|
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт |
382611 |
245,77 |
410976 |
258,33 |
|
3. Заработная плата производственных рабочих |
42780 |
27,48 |
47746 |
30,01 |
|
4. Отчисления на соц. нужды |
9967 |
6,40 |
11112 |
6,98 |
|
5.Амортизация скважин |
99984 |
64,22 |
146121 |
91,85 |
|
6.Расходы по сбору и транспортировке нефти |
251990 |
161,87 |
290794 |
182,79 |
|
7.Расходы на подготовку нефти |
118228 |
75,94 |
81773 |
51,4 |
|
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования |
701729 |
450,76 |
822002 |
516,7 |
|
в т. ч. ПРС |
352955 |
226,72 |
310160 |
194,96 |
|
9.Цеховые расходы |
531067 |
341,13 |
489810 |
307,89 |
|
10. Общепроизводственные расходы |
153345 |
98,5 |
180665 |
113,56 |
|
11. Прочие производственные расходы |
3921385 |
2266,44 |
5319398 |
3343,71 |
|
в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых |
3527969 |
2266,20 |
5316655 |
3341,99 |
|
отчисления на недра |
380 |
0,24 |
2743 |
1,72 |
|
Производственная себестоимость |
||||
|
а) валовой продукции |
5845484 |
3754,86 |
7830762 |
4922,32 |
|
б) товарной продукции |
5672812 |
3652,15 |
7830762 |
3934,28 |
|
Продолжение таблицы 2 |
||||
|
Показатели |
2007 |
год |
2008 |
год |
|
всего т.р. |
на 1 тн. руб. |
всего т.р. |
на 1 тн. руб. |
|
|
Валовая продукция: |
- |
|||
|
нефть, т.т. |
1556,780 |
- |
1590,867 |
|
|
Товарная продукция: |
- |
|||
|
нефть, т.т. |
1553,281 |
1587,250 |
2 Сущность предлагаемых мероприятий и организация их выполнения
2.1 Сущность технологии
КСМД (кислотный состав медленного действия) – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД.
Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. За счет этого эффекта достигается транспортирование кислоты по трещинам в глубьпласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины.
КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного ГРП, ОПЗ горизонтальных скважин.
Требования к состоянию скважины – стандартные, отвечающие условиям проведения кислотных ОПЗ, обводненность не выше 80%. Скважина, предназначенная для закачки кислотных композиций, должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, герметичное цементное кольцо, исправную устьевую арматуру, чистый зумпф,
Опытная скважина должна характеризоваться набором стандартных и достоверных эксплуатационных показателей по таким параметрам как: текущее пластовое и забойное давления, дебит по жидкости, обводненность, коэффициент продуктивности и др.
Схема обвязки оборудования и реализация самой технологии работ на скважине при закачке кислотных композиций «КСМД» не отличаются от штатных общепринятых и освоенных схем закачки соляной кислоты в скважины.
Колонна НКТ, по которой предполагается закачка кислотных составов в пласт, должна быть чистой, не иметь на поверхности окалины, следов ржавчины, окислов железа, отложений солей.
2.2 Организация труда в бригаде по проведению технологии
Работы по выполнению технологии, связанной с закачкойКСМД. Численный состав бригады при односменном режиме работы – в бригаде 2 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. При многосменном режиме работ – в бригаде 4 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек.
В соответствии с основной задачей: доставка и закачка химических продуктов на объекты в установленные сроки, на бригаду возложены следующие функции:
- обеспечение ежедневного и качественного выполнения планового задания по доставке и закачке химпродуктов;
- обеспечение ежедневного выхода спецтехники на линию в соответствии с установленным коэффициентом использования автотранспорта;
- участие в разработке и осуществлении мероприятий по внедрению приказного хозрасчета, экономии сырья, материалов, топливно-энергетических ресурсов.
Бригаде по доставке и закачке химреагентов для оценки деятельности бригад, устанавливаются следующие планово-оценочные показатели:
Выполнение планового задания на перевозку и закачку химпродуктов;
Фонд заработной платы;
Численность;
Коэффициент выхода автомашин на линию.
Выполнение бригадой установленных плановых и технико-экономических показателей осуществляется на основе представленных актов (справок) с указанием объема выполненных работ и сроков исполнения.
Источником заработной платы операторов химической обработки скважин является фонд заработной платы. Основанием для начисления и выплаты премий являются:
а) данные бухгалтерской и статистической отчетности;
б) оперативного учета по тем показателям, по которым не установлена статистическая отчетность;
в) коэффициент трудового участия.
Среднемесячная заработная плата операторов по химической обработке скважин, машинистов промывочного агрегата (КУДР, ЦДР) за 1 час работы складывается из тарифа за час, доплата за вредность (12%), доплата за работу в ночное время, квартальной и месячной премии, часовой компенсации за вредные условия труда, наличие разъездного характера работ (15-20%).
Показатели премирования бригад операторов по химической обработке скважин:
1. Выполнение плана по количеству скважино-обработок – 40%;
2. Соблюдение технологического режима работ – 40%.
Не премируется или снижается размер премии виновным в ухудшении качества работ, нарушении технологической дисциплины, правил техники безопасности. Распределение премии осуществляется с помощью коэффициента трудового участия (КТУ), который представляет собой обобщенную количественную оценку трудового вклада каждого члена бригады в зависимости от индивидуальной производительности труда и качества работы; соблюдение трудовой и производственной дисциплины и других показателей. С учетом КТУ распределяется также приработок, доплата за расширение зоны обслуживания.
3 Расчет стоимости проводимых работ
3.1 Расчет затрат на закачку композиций
Смета является основным документом, определяющим величину затрат на проведение мероприятия и служит основой расчета заказчикам.
КСМД (кислотный состав медленного действия) – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД.
Смета затрат включает следующие статьи затрат.
1 Основные материалы ( химреагенты).
Для реализации технологии КСМД используются следующие реагенты:
-стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078. По физико-химическим показателям стекло натриевое жидкое должно соответствовать требованиям и нормам.
-фосфогипс марки А по ТУ 2141-677-00209438.По внешнему виду фосфогипс (фосфодигидрат сульфата кальция) - твердое мелкокристаллическое вещество от светло-серого до темно-серого цвета с наличием частиц (комков). Основное вещество - дигидрат сульфата кальция (CaS04-2H20), имеющий влажность 27-30 % и не обладающий вяжущими свойствами, его свойства при хранении не изменяются.
- мука древесная по ГОСТ 16361.
- портландцемент тампонажный (ПЦТ) по ГОСТ 1581.
- технологическая жидкость на водной основе.
Стоимость основных материалов определяется по формуле
СМ= Цм ∙НР,(5)
где СМ - стоимость основных материалов, руб.;
Цм- цена единицы материала, руб.;
НР- норма расхода материала, тонн
-стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078СМ = 6142 ∙5,44=33412 руб.
- мука древесная по ГОСТ 16361.СМ= 15195 ∙1,140=17323 руб.
-фосфогипс марки А по ТУ 2141-677-00209438.СМ = 11,900 ∙3998,49=47582руб
- портландцемент тампонажный(ПЦТ)СМ = 7,9 ∙4790=37841руб
Определил общую стоимость материальных затрат сложив все рассчитанные стоимости материала.
Смобщ = 33412 + 17323 + 47582 +37841 =136158руб.
2 Заработная плата производственных рабочих определил исходя из численности рабочих, их тарифных ставок и продолжительности работ.
Заработная плата определяется по формуле
Зп= Т ∙ Нвр, (6)
где Т - средняя тарифная ставка оператора ХОС звена, руб.;
Нвр– продолжительность производства работ, час;
Зп - заработная плата, руб.
Зп= 326 ∙ 104=33904руб
4 Отчисления на социальные нужды. Отчисления на социальные нужды определяются единым социальным налогом по установленным законодательно нормативам отчисления в пенсионный фонд, социального и медицинского страхования. Отчисления на социальные нужды измеряются в руб., определяются по формуле
Зесн =Зп.общ∙ Н2/100%, (8)
где Н2- норматив отчисления на социальные нужды, %;
Зесн =33904∙ 26,4/100%=8950,65руб
Транспортные расходы - определяются исходя из стоимости одного часа
работы спец. техники и продолжительности работ. Для осуществления технологического процесса необходимо следующее оборудование:
- цементировочный агрегат ЦА-320 М -2 шт.
- цементосмесительная машина типа СМН-4М -2 шт.
- автоцистерны- 2 шт.
Транспортные расходы спец. техники определяются по формуле
Зт= С1 ∙Нв.р., (9)
где С1- стоимость одного часа работы спец. техники, руб.;
Нв.р. - продолжительность работ, час.
Зт - транспортные расходы спец. техники, руб.
Определил общую сумму транспортных затрат в том числе услуги подъемного агрегата, 9МРГ, ПТС, электростанции.
- цементировочный агрегат ЦА-320 М (2 шт)Зт= 811 ∙208=168688руб
- цементосмесительная машина типа СМН-4М (2 шт)Зт= 90 ∙1442=129780руб
- автоцистерны ( 2 шт.)Зт= 150 ∙567=85100руб
Зт. общ = Зт1 +Зт2+ Зт3+…+ Зтn, (10)
Зт. общ= 168688+129780+85100=383568
5 Накладные расходы образуются в связи с организацией, обслуживанием производства и управления им (общепроизводственные и общехозяйственные расходы). Общепроизводственные расходы – это расходы на обслуживание и управления производством. Общехозяйственные расходы - это расходы непроизводственного назначения, связаны с функцией руководства, управления,
которые осуществляются в рамках предприятия.
Накладные расходы определил по формуле
Зобщ.р = Зо∙ Нобщ.р/ 100%, (11)
Зц.р.= Зо ∙Hц.р./100%(12)
где Нц.р.- норма накладных расходов, %;
Зо – основные затраты, руб. Основные (прямые) затраты непосредственно связанные с выполнением (прямые) затраты определил по формуле
Зо= См.+ Зп. общ +Зесн+ Зт.общ+ Зр+Зв.п, (13)
Зо=136158+33904+10306,816+383568 = 563936руб.
Зобщ.р = 563936 ∙8,7/ 100%=49062,43руб.
Зц.р.= 563936 ∙38,3/100%=215987руб.
На основании произведенных расчетов составил смету на производство работ по применению реагентов КСМД.
Таблица 5– Смета на производство работ по применению реагента КСМД
|
Элементы затрат |
Сумма (руб.) |
|
1.Основные материалы |
136158 |
|
2.Заработная плата |
33904 |
|
3.Отчисления на социальные нужды |
8950,65 |
|
4.Транспортные расходы |
383568 |
|
5.Всего прямых затраты |
563936 |
|
6.Накладные расходы (цеховые) (общехозяйственные) |
215987 49062,43 |
|
Итого затрат |
1391566,1 |
4 Расчет технологической эффективности
4.1 Расчет технологической эфективности
Технологическую эффективность рассчитываем прямым методом. Рассмотрим результат после КСМД. Эффективность предлагаемого мероприятия заключается в получение дополнительной добычи. Дополнительная добыча за 365 дней, полученная за счёт КСМД определяется по формуле:
∆Q=365(q2-q1)Kэ (1)
где Kэ – коэффициент эксплуатации
q1– среднесуточный дебит данной скважины до проведения мероприятия, т/сут.
q2– среднесуточный дебит данной скважины после проведения мероприятия, т/сут.
∆Q1=365·(2,31-1,525)·0,9=272 тонн
В таблице 3 приведены среднесуточный дебит до и после закачки КСМД.
Таблица 4 – Расчёт технологической эффективности
|
Номер скважины |
Среднесуточный дебит данной скважины до проведения мероприятия, т/сут. |
Среднесуточный дебит данной скважины после проведения мероприятия, т/сут. |
Дополнительная добыча, тонн |
|
10816 |
1,5 |
2,3 |
272 |
В результате закачки получаем дополнительную добычу 272тонннефти, что послужит источником для получения дополнительной прибыли.
5 Расчет экономической эффективности реализации предлагаемых мероприятий
5.1 Расчет экономической эффективности
Источник эффективности - дополнительная добыча нефти
Для проведения расчета составляется таблица исходных данных таблица 7.
Таблица 7 – Исходные данные
|
Показатели |
Ед. изм. |
До технологии |
После технологии |
|
Добыча нефти в т.ч. дополнительная добыча за счет мероприятия |
тыс.тонн тыс. тонн |
2885900 |
2886172 272 |
|
Себестоимость добычи 1тонны нефти, в том числе условно переменных затраты |
руб/тонну руб/тонну |
5114,1 1152,50 |
- |
|
Затраты на мероприятие |
руб. |
- |
1391566,1 |
|
Оптовая цена на 1 тонну нефти |
руб. |
7050 |
1 Определяется выручка от дополнительной добычи нефти
∆Рт = ΔQ ∙ Ц, (15)
где Q – объем дополнительной добычи нефти, тонн
Ц - оптовая цена на 1тонну нефти, руб.
∆Рт =272 ∙ 7050 =1917600 руб.
2. Определяется стоимостная оценка затрат включает в себя эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия.
∆Зт= ∆З + З, (16)
где ∆Зт - стоимостная оценка затрат, руб.
∆З- эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.;
З- затраты на проведение мероприятия, руб.
Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти на дополнительный годовой объем добычи нефти. К условно- переменным относятся те статьи калькуляции себестоимости, затраты по которым прямо зависят от количества добытой нефти. Этими статьями являются:
1) Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти
2) Расходы по искусственному воздействию на пласт
8) Расходы по сбору и транспорту нефти
9) Расходу по технологической подготовке нефти
10) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
Каждая из перечисленных выше статей является комплексной, т.е. состоит из нескольких элементов затрат, часть которых с ростом добычи не изменяется. Поэтому, при подсчете дополнительных затрат, применяют коэффициент - 0,6 и сумму дополнительных затрат вычисляют по формуле
∆З = 3у.п ∙ ∆Q ∙ 0,6,…….………………………..(17)
где ∆З- эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.;
3у.п – условно переменные затраты, сумма №1+№2+№8+№9+№10 условно переменных статей калькуляции себестоимости добычи 1 т нефти до внедрения ДГС = 1210 руб.;
∆Q- дополнительная добыча нефти, т;
0,6- коэффициент учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастет не прямо - пропорционально возросшей годовой добыче нефти.
∆З = 1152,50 ∙ 272 ∙ 0,6 =188088 руб.
∆Зт = 188088+1391566,1=1579654,1 руб.
3 Определяется стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия рассчитывается.
Зт1 = Qo ∙ C1, (18)
где Зт1 - стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия, руб.
Qo – объем добытой нефти до мероприятия, тонн;
C1 – себестоимость1 тонны нефти добытой до мероприятия, руб.
Зт1 =2885900∙5114,1 = 14758781190 руб.
4 Определяется стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия рассчитывается
Зт2= Зт1 + ∆Зт, (19)
Зт2=14758781190 +1579654,1= 14760360844,1руб.
Отсюда себестоимость добычи 1 т. нефти добытой с использованием мероприятия в руб./тонну, составит
С2= Зт2/Q2,
С2 =14760360844,1/2886172 = 5114,2руб.
При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти экономический эффект представляет собой прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятия.
5. Определяется прирост балансовой прибыли от дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле
∆П = (Ц - C2) ∙ Q2 - (Ц - Co) ∙ Qo, (20)
∆П = (7050 – 5114,2) ∙2886172 – (7050 - 1152,5) ∙2885900 = 11432543492 руб.
6 Определяется налог, и выплаты от прибыли и рассчитываются по формуле
Н = ∆П ∙ 20/100, (21)
где 20%- ставка налога на прибыль.
Н =11432543492 ∙ 20 / 100 = 5716271,74 руб.
7. Определяем прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятия
П = ∆П - Н, (22)
П =11432543492- 5716271,74 = 11426827220,2руб.
Изм.Изм.
ЛистЛист
№ докум.№ докум.
ПодписьПодпись
ДатаДата
ЛистЛист
КР.130503.082.13
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
зм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
08
.06
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
08
.06
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
08
.06
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
.06
Начальник управления
Главный инженер
Зам.начальника по социальным
вопросам
Главный
геолог
Зам.начальника по капитал.
строительству
Зам.начальника по общим
вопросам
Зам.начальника по экономике
и финансам
Главный
бухгалтер
Зам.глав. инженера.по
АЗиОП
Зам.глав. инженера.по
произво-дству
Зам.глав. инженера по
ПБиОТ
Зам.глав. инженера по
подго-товке нефти
Зам.глав. инженера по
энерге-тике
Нача-льник
ЦИТС
Отдел бух.отчета 18
Финансовый отдел 7
Отдел разработ. 7
Геолог.отдел 6
ОТиЗ 5
Отд.инв-ций 2
Эконом.отдел 6
Отдел кадров 7
ОДиКИ 6
ЦАКЗНО 41
ЦППН
53
ЦППД
68
ЦПРС
116
ПРЦЭиЭ
84
ТЭЦ
107
ЯУТТ
668
ГЛК 15
СП «ЯН» 128
СОЦ 37
Прогим. 126
Здравпункт 12
Отдел охраны природы 5
ОГМ 4
ОППД 4
ОСКРС 10
ОГЭ 6
ТОДН 6
ОГТ 1
ЦДНГ-1
ЦДНГ-2
ЦДНГ-3
ЦДНГ-4
ЦДНГ -5
260
ОКС 13
ПСО 13
МГС 9
Зам..глав.инженера по информ. технолог.
ОТБиОТ 4
ОМТС и КО 8
ПВО 13
ЦАП
43
Технич
отдел 5
СКС и ПО 8
СБ
5
Нача-льник
БПО
Отдел
по раб
цен-ми
бумаг.
3
ГОиЧС
2
ПРЦГНО
113
УКК
6
ЦИТС
7
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
08
.06
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
08
.06
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КР.130503.082.13