Экономика и организация работ по борьбе с парафином

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РТ

ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Экономика и организация работ по борьбе с парафином

2006

СОДЕРЖАНИЕ

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Работы по предупреждению и устранению неполадок с подземным оборудованием и самой скважиной называется подземным ремонтом.

Об эффективности работы скважины и использовании оборудования сидят по межремонтному периоду МРП, который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках и включает время работы скважины от одного до другого ремонта, не включая продолжительность ремонта в МРП.

МРП рассчитывается отдельно по скважинам, по нефтепромыслу или по НГДУ за полгода или год. МРП рассчитывается отдельно по способам эксплуатации.

Другим важным показателем является коэффициент эксплуатации, под которым понимают отношение времени фактической эксплуатации к общему календарному бремени за месяц, квартал или год. В среднем он равен 0,93- 0,97 ед., то есть 3 - 7% в год скважина находится в ремонте. Всегда нужно стремится, чтобы этот коэффициент был выше.

1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Назначение борьбы с парафином

В пластовых условиях парафин - твердый углеводород, растворяемый в нефти. Понижение температуры и разгазировании, растворяющие способности нефти уменьшаются и это приводит к периоду, когда парафин входит в кристаллическое состояние.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины.

Много неприятностей нефтяникам доставляет парафин, который откладывается на НКТ.

К основным методам борьбы с парафином является механический, тепловой химический, применение остеклованных труб. Механический метод начали применять в НГДУ «ЛН» с 1965 года. т.е. стали применять ручные лебедки со скребками. Оператору по добыче нефти приходилось за смену несколько раз поднимать и опускать скребок в скважину. При нарушении периодичности спуска и подъема скребок застревал в НКТ и создавалась авария и приводила к ПРС.

С 1953 года начали поступать депарафинизационные установки с электроприводом. До 1960 года механические скребки оставались основным методом борьбы с отложением парафина.

С 1966 года был создан цех по остеклованию труб и начинается период применения остеклованных НКТ. Преимуществом применения этих труб можно отнести следующее:

1. Слабая сцепляемость парафина со стенками труб.

2. Защита внутренней поверхности НКТ от коррозии, низкий коэффициент трения штанг о колонии НКТ.

3. Хорошее отмываемость парафина со стенок труб растворителем.

Недостатки: осыпание стекла как в момент доставки на скважины, так и в момент спуска.

В НГДУ ведется постоянная работа по улучшению качества покрытия труб стеклом.

С 1979 года уменьшился фонд скважин, оборудованных со скребками.

В настоящее время отказ от скребков на штангах, что привело к облегчению штанг, был произведен переход на одноступенчатую конструкцию колонны штанг.

С 1991 года была внедрена новая технология остеклования НКТ. По новой технологии вместо обычного стекла используют гранулированное стекло. Это позволило снизать осыпаемость стекла при перевозке и эксплуатации.

Применение штанг в ШСН постоянно подвергает ударным воздействием муфтами штанг о стеклянное покрытие НКТ. С 1990 года начато внедрение центраторов, они наплавляются на тело штанг. Применение штанги с центраторами увеличило скорость потока движения жидкости в НКТ и это уменьшает отложение парафина на стенках НКТ.

Также парафин удаляют тепловым методом. При этом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоканденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и вносится потоком из скважины по НКТ.

Для борьбы с отложением парафина применяют на месторождениях объединения «Татнефть» реагент типа СНПХ - 7215. Все виды этого реагента нефтерастворимы. Его закачивают в затрубное пространство при помощи установок У.Д.. Реагенты предупреждают образование парафина и разрушают водонефтяные эмульсии.

1.2 Организационная структура ЦПиКРС

Рис. 1. Организационная структура ЦПиКРС

ВСЕГО работников - 237 чел.

В том числе рабочие - 192 чел. РСиС - 45 чел.

В состав ЦПиКРС входят следующие бригады:

- бригада ПКРС.

- бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины;

- бригада по глушении и приготовлению раствора;

- бригада по ППР инструмента и оборудования;

- бригада по ремонту НГН.

Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно - заключительные работы при ремонте скважин; спуск - подъем подземного оборудования.

Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ. калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС.

Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана - графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ.

Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции:

- глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине;

- полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления

растворов;

- сборку нагнетательной линии для глушения скважин;

- сборку выкидной линии;

- разрядки скважин (стравливание давления) после глушения;

- ведение процесса химической обработки скважин.

Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин.

Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д.

Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами.

Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции:

- проводит ревизию и испытание новых насосов;

- отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации;

- разборку насосов для определения причин выхода в ремонт;

- подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду;

- ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов.

Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ «Лениногорскнефть»

Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ «ЛН» по представлению начальника цеха.

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие - старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ «ЛН», участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ «ЛН», представителями департамента супервайзерской службы ОАО «ТН» только через него.

1.3 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

Таблица 1. Технико - экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

В 2004 году силами ЦПиКРС было отремонтировано 1620 скважин. в том числе 1170 скважин подземным ремонтом. Численность в 2004 году составила 107 человек, а в 2003 году - 103. т.е. численность цеха увеличилась на 4 человека. Производительность труда в 2004 году составила 562,5 т.р, а в 2003 году - 198,5 т.р., т.е. производительность увеличилась на 364,8 т.р. и составила 183,4%. В результате увеличения производительности труда объем выполненных робот 6 2004 году составил 60189.6 тр., что на 39748.2 т.р. больше чем в 2003 году.

Средняя стоимость оного ремонта составила в 2004 году 109.3 т.р., а в 2003 году- 110,4 т.р., т.е. увеличилась на 79.9 т.р.

Объем выполненных работ по ЦПиКРС увеличился на 39748.2 т.р.. что составило т, 4% по сравнению с предыдущий годом. Численность в цехе осталась практически на прежнем уровне. Производительность труда увеличилась на 364.8 т.р. что составило 183.4%.

Проведя анализ влияния факторов на основные показатели, отмечаем:

1. Анализируем изменение производительности труда:

а) влияние изменения объема выполненных работ:

?ПтрQ = (1)

где Qф - объем выполненных работ за данный период;

Qпл - объем выполненных работ за прошедший период;

Чпл - численность за прошедший период.

?ПтрQ =

б) влияние изменения численности

?Птр ч = (2)

где Чф - численность за данный период.

?Птр ч =

?Птр ч. общ = ± ?ПтрQ ± ?Птр ч (3)

?Птр ч. общ = 385,9 - 22,9 = 364 т.р./чел

Основным фактором роста производительности труда является увеличение объема выполненных работ, а изменение численности почти никакого влияния не оказывает.

2. Проанализируем использование ФОТ

а! влияние численности на ФОТ

?ФОТч = (Чф - Чпл) * Зпл; (4)

где Зпл - заработная плата за прошедший период

?ФОТч = (107-103) * 5,478 = 21,9 т.р.

б) влияние средней заработной платы на ФОТ:

?ФОТз = (Зф - Зпл) * Чф (5)

где Зф - заработная плата за фактический период

?ФОТз = (6,309- 5,478) * 107 = 88,92 т.р.

в) ?ФОТобщ = ± ?ФОТч ± ?ФОТз (6)

?ФОТобщ = 88,92 +21,9 = 110,82 т.р.

В связи с увеличением численности на 4 человека и увеличение средней з/п ФОТ увеличился в 2004 году на 179,6 т.р.

З. Анализируем изменение объема выпуска продукции в зависимости от численности и Птр.

а! влияние численности

?Qч = (Чф - Чпл) * Птр. (7)

?Qч = (107-103) * 198,5 = 794 т.р.

б) влияние производительности труда

Q Птр= ( Птрф - Птрпл) Чф = (562,5- 198,5) 107 = 38952 т.р.

Q общ = 796,2 + 38952 = 39748,2 т.р.

Благодаря увеличению Птр, объем выполненных работ увеличился на 796,2 т.р. При этом видно, что изменение численности на рост объема выполненных работ существенного влияния не оказывает.

4.Проанализируем влияние затрат по техническому ремонту, количества ремонтов и средней стоимости одного ремонта.

а) изменение затрат от количества ремонтов

?Зр=(Р ф - Рпл ) Спл = (213 - 185) 111,6 = З148,5 т.р.

б) изменение затрат от стоимости 1 ремонта

?Зс=(Срф - Српл)Рф=(177,6- 111,6) 213 = 1405,8 т.р.

? Зобщ. = 3148,5 т.р. + 1405,8 = 17206,5 т.р.

С увеличением количества ремонтов затраты по техническому ремонту составили 17206,5 т.р

2. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ

2.1 Сущность технологического процесса борьбы с парафином

Рассмотрим тепловой метод удаления парафина.

Обычно в скважину и призабойную зону закачивают горячую нефть, керосин, дизельное топливо или боду с добавками ПАВ или без них. Для депарафинизации скважин и наземного оборудования применяется специальные агрегаты типа АДП, которые обеспечивают забор нефти от любых цистерн и резервуаров. Нагребают нефть до 90 - 95 градусов. Закачивают горячую жидкость под давлением 16 МПа с подачей 12 куб.м. в час.

Нефть забирается из емкости насосом агрегата АДП. подается в нагреватель, где нагрев до температуры 90-95 градусов и через вспомогательный манифольд нагнетается насосом агрегата АДП в скважину.

АДП устанавливается от устья скважины на расстоянии не менее 20 метров с наветренной стороны кабиной от устья. Автоцистерна устанавливается от АДП на расстоянии не менее 25 метров.

Закачка теплоносителя может производится двумя способами

1. Создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса;

2. Продавливание жидкости в призабойную зону. При первом способе глубинного насос опускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость зкачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работу насоса не останавливают, горячая жидкость вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство. Доходит до приема насоса и по пути расслабляет парафин со стенок труб. Расслабленный парафин высасывается в месте с нефтью.

При втором способе закачку теплоносителя производят по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование. Опускают промывочные трубы до кровли пласта. И горячую жидкость закачивают на НКТ с последующей продавкой в ПЗ. Затем в скважину опускают глубинный насос. Скважину пускают в эксплуатацию.

Расплавленный парафин выносится вместе с нефтью.

Первый вариант прост по технологии, но парафин расплавляется только в трубах и в выкидной линии. А ПЗ практически не прогревается. При втором варианте обработка более эффективна, но более трудоемка, т.к. необходимо производить СПО.

Кроме АДП используется для депарафинизации наземного оборудования и трубопроводов применяют установки ППУ.

2.2 Организация труда бригады ЦП и КРС

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦП и КРС

Бригада по подземному и капитальному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Непосредственное руководство бригадой осуществляет мастер. Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим только через мастера, а в его отсутствия старшего по вахте.

Бригада ПРС выполняет следующие функции:

- монтаж и транспортировка оборудования, перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой подготовительно-заключительные работы при ремонте скважин, спуск-подъем подземного оборудования;

- внедряет прогрессивные методы работ, совершенствует материальное стимулирование непосредственно на рабочих местах, организует свою деятельность на условиях хозяйственного расчет;

- обеспечивает безопасность ведения работ, соблюдения противопожарных правил пром. санитарии, гигиены труда и охраны окружающей среды на рабочих местах.

Под рабочим местом при ПРС понимается часть рабочей зоны, оснащенная оборудованием и другими материально-техническими средствами труда, в которой постоянно или периодически находится рабочий (рабочие) при выполнении тех или иных операций процесса КРС.

Рациональная планировка рабочих мест составленная с учетом следующих требований

- максимальное освобождение рабочей площадки от оборудования, приспособлений и инструмента, неиспользуемого при выполнении данной работы;

- минимальные затраты времени на подноску и подготовку к работе инструментов и приспособлений;

- постоянство мест их размещения;

- обеспечение безопасности при выполняемых работах.

Бригада по ПРС устанавливается план-заказ, утвержденный ведущим геологом ЦДНГ, согласованный ведущим инженером и технологом ЦПиКРС. Бригаде выдается нормированный наряд с указанием общей нормативной продолжительности работ на:

- переезд на скважину;

- подготовительно-заключительные работы;

- подъем - спуск глубинно-насосного оборудования;

- глушение,

- промывка перед запуском;

- пропарка НКТ, штанг;

- мелкие ремонтные работы.

В период с 1 ноября по 31 апреля к нормам времени применяется коэффициент 1,2.

Дополнительные операции, которые могут возникнуть в процессе ремонта скважин прилагаются отдельным перечнем работ к наряду бригады на ремонт скважины.

Перечень дополнительных операций при прободении ПРС

1. Промывка забоя, спуск - подъем пера - по норме

2. 3акачка ингибитора, спуск-подъем воронки - по норме

З. Геофизические исследования

а) со спуско-подъемом труб - по норме

б) без спуска - подъема триб - по норме

4. Ремонт запарафиненных скважин - по факту

5. Ликвидация аварий, технологических осложнений - по факту

6. Зкспериментальные работы при внедрении новых технологий и оборудования - по факту

Причины повторных работ и осложнений расследуются комиссией в составе представителей ЦДНГ, ведущего инженера и инженера ЦПиКРС.

План-заказ, пронормированный инженером по организации и нормированию труда, является основный исходный документом для начисления заработной платы.

Дополнительный перечень работ , неуказанный в план -заказе также нормируется и уплачивается после утверждения акта ведущий инженером (инженером - технологом 1 категории) ЦПиКРС.

По истечению отчетного месяца мастер ПКРС составляет наряд - задание с указанием соответствующих данных членов бригады, нормативные и фактической продолжительности выполненных ремонтных работ.

Рабочие занимающиеся капитальным ремонтом скважин оплачивается по сдельно-премиальной системе.

Технологические необходимые работы и технологические перерывы на которые нет норм времени оплачиваются по временным тарифным ставкам рабочих бригад ЦКРС. Рабочие занимающиеся текущим ремонтом скважин оплачиваются по повременно-премиальной системе с выдачей нормированных заданий, за конечные результаты труда. Оплата производится по разряду выполняемой работы за фактически отработанное время согласно табельного учета рабочего времени.

Оплата работы в вечернее и ночное время, простоев, ликвидации аварий и брака при ремонте скважин производится по действующему законодательству и в соответствии с отраслевыми постановлениями.

Бригада ПРС, при выполнении работ по поддержанию закрепленного за нею фонда скважин в работоспособном состоянии меньшим числом рабочих производится доплата за расширение зоны обслуживания, в пределах фонда заработной платы бригады и высвобожденной численности против нормативов. Доплата за расширение зоны при условии выполнения норм времени бригадами ПРС за месяц производится в размере:

Таблица 2. Выполнение норм времени бригады ПРС.

2.2.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦП и КРС

Количественно-квалификационный состав бpигады устанавливается в зависимости от сменности pаботы, сложности pемонтов скважин в соответствии с ноpмативами, утвеpжденными ОАО"Татнефть" и ноpмативов численности, занятых в цехах и хозяйствах нефтегазодобывающих упpавлений,pазpаботанных"ВHИОЭHГом 1987г.Москва"и HИС ОАО "ТАТHЕФТЬ" 1989 г.

Состав вахты бригад по капитальному и подземному ремонту скважин :

Старший вахты (оператор по подземному ремонту скважин или бурильщик КРС) - 1 чел.

Помощник (оператор по ПРС или помощник бурильщика КРС) - 1 чел.

Машинист подъемника - 1 чел.

Таблица 3. Численно-квалификационный состав бригады ПРС

2.2.3 Положение о заработной плате, премировании и КТУ (коэффициент трудового участия)

Оплата труда бригады по свабированию - повременно-премиальная.

Премия работникам бригады выплачивается за установленные конкретные показатели премирования для бригады по свабированию при условии выполнения плана по добыче нефти по НГДУ «ЛН».

Премия начисляется за фактически отработанное время на заработк по тарифным ставкам (окладам), а так же на доплаты к тарифным ставкам, выплачиваемым за совмещение профессии, высокое профессиональное мастерство и другие, согласно Положения о премировании рабочих цехов НГДУ «ЛН».

Основанием для начисления заработной платы является табель учета рабочего времени, установленный коэффициент трудового участия работников в данном месяце согласно Положения о КТУ .

При вынужденном простое звеньев оплата производится в соответствии с Трудовым Кодексом РФ.

Положение о премировании вводится в целях усиления материальной заинтересованности рабочих в:

- выполнении планов (заданий) и улучшении конечных результатов;

- повышении эффективности производства:

- рациональном использовании всех видов ресурсов;

- повышении ответственности за выполнение своих обязанностей и производственных заданий.

Премирование рабочих производится из единого фонда оплаты труда по результатам работы за месяц.

Премия за основные результаты производственно-хозяйственной деятельности включает в себя выплату премии за установленные конкретные показатели премирования для бригад, участков, индивидуальных рабочих и премии за выполнение плана по добыче нефти, согласно произведенных расчетов ОАО «Татнефть», НГДУ и в пределах, установленных бюджетом ФЗП.

Основанием для начисления премий являются данные бухгалтерской отчетности и оперативного учета, установленный коэффициент трудового участия рабочих в данном месяце согласно Положения о КТУ.

Премия начисляется за фактически отработанное время на заработок по сдельным расценкам или тарифным ставкам (окладам), а также на доплаты к тарифным ставкам, выплачиваемым в соответствии с действующим Трудовым Кодексом РФ за совмещение профессий, расширение зон обслуживания или увеличение объема работ, за высокое профессиональное мастерство рабочих, за работу в ночное и вечернее время, за руководство звеном, бригадой и т.д.

В случае допущения производственных упущений в работе рабочим могут быть снижены премии советом бригады или начальником цеха полностью или частично в соответствии с утвержденным в НГДУ Положением о коэффициенте трудового участия.

За превышение утвержденного предельного уровня эксплуатационных затрат на 1 тн нефти, лимита сметы затрат, допущения убытков по цеху за месяц, но непревышения и недопущения с начала года месячная премия коллективу снижается на 50%.

За невыполнение плана по добыче нефти по бригаде, цеху, НГДУ за месяц, но выполнение с начала года размер месячной премии коллективу снижается в размере: за каждый 0,1 % невыполнения - 10% премии.

За невыполнение плана сдачи нефти размер месячной премии коллективу снижается в размерах:

до 1% -10% премии

от 1 до 3% -20%

свыше 3% -30%

За перерасход норматива нормируемых оборотных средств размер премии коллективу снижается в размерах:

от 5 до 10% -10% премии

свыше 10% -20% премии

Рабочим, проработавшим неполный месяц (квартал) в связи с призывом на службу в Вооруженные силы СНГ, переводом на другую работу, поступлением в учебное заведение, уходом на пенсию, увольнение по сокращению штатов и по другим уважительным причинам выплата премии производится за фактически отработанное время в данном учетном периоде.

Премия не выплачивается в полном размере работникам, допустившим нарушения правил внутреннего трудового распорядка, брак в работе, прогулы, грубые нарушения правил промышленной безопасности и охраны труда, пожарной безопасности, аварии, загорания и несчастные случаи по вине работника, попадание в медвытрезвитель, осужденным за мелкое хулиганство и привлеченным к уголовной ответственности, уволенным по собственному желанию без уважительных причин.

В том случае, если факты пьянства или хулиганства были выявлены после того, как премия уже была выплачена, виновные лица лишаются премии за тот расчетный период, в котором были обнаружены эти нарушения или поступили сообщения о них.

В соответствии с Трудовым кодексом РФ дисциплинарное взыскание применяется не позднее одного месяца со дня обнаружения проступка, не считая времени болезни работника, пребывания его в отпуске, а также времени, необходимого на учет мнения профсоюза. За каждый дисциплинарный проступок может быть применено только одно дисциплинарное взыскание.

За допущенные нарушения в охране окружающей среды рабочие лишаются премии за месяц частично или полностью по установленному коэффициенту трудового участия с указанием причины.

За время простоя премии не начисляются, а оплата производится согласно Трудового кодекса РФ.

Совместителям НГДУ начисляется текущая месячная премия в размере 50% должностного оклада (тарифа) за отработанное время при условии выполнения плана по добыче нефти по НГДУ.

Подросткам и студентам за период работы во время летних каникул и практики премия не выплачивается.

С введением данного Положения утрачивает силу Положение о премировании рабочих за основные результаты производственно-хозяйственной деятельности, утвержденное 1.11.2003 года

Показатели премирования:

1. Выполнение ГТМ по освоению скважин методом канатного свабирования, при условии выполнения плана добычи нефти по НГДУ «ЛН» - 100 %

2. Выполнение плана по добыче нефти нетрадиционными способами - 10%

Положение о порядке установления КТУ

1. Данное положение вводится с целью повышения качества работы, повышения производительности труда и улучшении дисциплины рабочих, а также для определения размеров и зарплаты в соответствии с личным трудовым вкладом каждого работника.

2. Для более полного учета индивидуального вклада каждого рабочего в результате труда применяются коэффициенты трудового участия (КТУ)

3. КТУ представляет собой обобщенную количественную оценку трудового вклада каждого рабочего в зависимости от индивидуальной производительности труда и качества работы, фактического совмещения профессий, выполнения более сложных робот, увеличения за обслуживание и подмены отсутствующего рабочего, помощи в работе другим членам бригады, соблюдения трудовой и производственной дисциплины и др.

4. В качестве базового (среднего) значения КТУ применяется единица, фактический КТУ рабочего за прошедший месяц определяется путем суммирования частных коэффициентов (положительных и отрицательных) и вычитания этой суммы из единицы.

КТУ за месяц может быть большим или меньшим базового в зависимости от индивидуального вклада в общие результаты определяемого в соответствии с показателями работы и их значимостью. Максимальный коэффициент одному рабочему за месяц работы может быть установлен в размере не более 1,5, а минимальный 0.

Рабочие, которые в течение месяца не допустили ни одного производственного упущения, но и не проявили особых достижений в работе получают коэффициент равный 1.

5. С учетом КТУ могут распределятся сдельный приработок,премия.

6. КТУ не может быть использован для изменения тех или иных

элементов оплаты труда и материальной помощи, выплаты которых производится в установленном порядке.

7. Коэффициенты трудового участия рабочих определяется ежемесячный КТУ действительны только при распределении за тот месяц по результатам которого он устанавливается.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет показателей производства ЦП и КРС, их анализ

Таблица 4. Основные показатели производства ЦП и КРС.

1) Производим расчет валового дохода цеха:

Qвал = Ф · Ц; (12)

где Ф - количество отремонтированных скважин;

Ц - средняя стоимость ремонта.

Qвал = 1620 · 190,3 = 308286 тыс. руб.

2) Расчет показателей использования ОПФ:

а) Определяем обобщающие показатели: фондоотдачу и фондоёмкость:

; (13)

; (14)

где - среднегодовая стоимость ОПФ. = 6540 тыс. руб.

б) определяем частные показатели: Кэкс - коэффициент эксплуатации, который рассчитывается как отношение фактически отработанного времени по скважинам действующего фонда - Тфакт к календарному времени по этим скважинам - Ткал.

(15)

Время фактической работы рассчитывается:

Тфакт = Ткал - Тпр (16)

где Тпр - время простоев по скважинам;

Тпр = Ф · Тр (17)

Тр - средняя продолжительность ремонта.

Тпр = 1620 · 202 = 327240 ч.

Тфакт = 365 · 24 · 1620 - 327240 = 13863960 ч.

3) Расчет показателей, характеризующих уровень производительности труда.

Уровень производительности труда в НГДУ характеризуется двумя показателями: выработкой на одного работающего - Птр и удельным расходом рабочей силы на одну скважину - Уд .

; (18)

где Ч - численность работающего персонала, чел.

(19)

где Ф - фонд скважин.

3.2 Расчет сметы затрат

В 2004 году силами ЦП И КРС отремонтировано 1620 скважин, в т.ч. 1170 скважин подземным ремонтом. Затраты на производство текущих ремонтов составило 37858,1 т.руб., что на 17206 т.р. больше чем в 2003 году. Отношение по статьям затрат составляют: а)вспомогательные материалы по сравнению с 2003 годом затрат увеличились на 1315 т.р., в связи с тем, что средняя стоимость насосов НН и НВ составило в 2003 году 2,65 т.р. а в 2004году стоимость возросла до 3,12 т.р.

Соответственно возросли цены на запасные части к ним - пары притертая, плунжера, ниппеля, возросли иены на реагенты, закачиваемые в скважины, запасные части и инструменты, прочие материалы.

б) Заработная плата - по сравнению с 2003 годом возросла на 118,4 %. Это объясняет тем, что в апреле были повышены тарифы и оклады. И с июня 2003 года началось увеличение количества вахт - введение третьих смен, т.е. численность возросла на 23 человека.

в) Амортизация оборудования - в связи с тем, то в течении года проводилась переоценка балансовой стоимости дорастающих основных фондов (автомобильные дороги, площадки набора соленой воды,емкости), в сторону их уменьшения, поэтому амортизация отчисления снизилась на 75 т.р.

г) Энергия возрасла на 296 т.р. по сравнению с 2003 годом в связи с увеличением расхода потребляемой электроэнергии и установленной мощности на 5,0 ткВт. час.

д) Прочие денежные расходы - по сравнению с 2003 годом затраты увеличились на 61240 т.р. за счет увеличения стоимости 1 м3 сточной воды, увеличение затрат на капитальный ремонт подрядным способом, площадок набора соленой воды, ключей механических, транспортные расходы уменьшились за счет того, что продолжительные виды работ перешли к учету с текущих в капитальные и поэтому затраты на транспорт в текущем ремонте понизились, а в капитальном увеличились.

3.3 Предложение по повышению эффективности производства: «Скребок механический для очистки эксплуатационной колонны»

В настоящее время для очистки эксплуатационной колонны от парафина, цементной корки используется скребок конструкции «ТатНИПИнефть» «Кыр244». Недостатком скребка является - необходимость промывки с допуском труб всего интервала очистки, что связано с большими затратами, спецтехники.

3.4 Расчет экономической эффективности при борьбе с АСПО

Таблица 7. Показатели эффективности

При 20 скв.. операциях::

3/3 до внедрения: 20 скв. 430960руб. = 619200руб.

3/3 после внедрения 20 скв.(9144руб+792руб+2376руб)+522р. =246762 руб.

1. Прибыль от внедрения предложения:

619200- 246762 =372438 руб.

2. Вознаграждение авторам

372438 руб.Ч1% + 6300руб. = 10024 руб.

Внедрение рационализаторского предложения позволяет ускорить очистки эксплуатационной колонны от отложении парафина и значительно сократить расход техники при очистке эксплуатационной колонны.

Таблица 6. Расчетные показатели и расчет гарантированного экономического эффекта

3

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. Ромашкинское месторождение не исключение.

При несвоевременном удалении парафина, может привести к серьезным последствиям. Цех подземного и капитального ремонта скважин ведет периодические работы по удалению отложений парафина.

Наиболее дешевым и простым способом является применение скребком. С каждым годом разрабатываются все новые конструкции. Например, скребок механический для удаления парафина со стенок эксплуатационной колонны позволяет в 2 раза сократить продолжительность ремонта. Также уменьшается время использования специальной техники. Все вместе это дает прибыль в сумме 372438 рублей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. “Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин” М. Недра, 1979г.

2. Байков Н.М. “Лабораторный контроль при добыче нефти и газа” М. Недра, 1983г.

3. Бухаленко Е.И. “Справочник по нефтепромысловому оборудованию” М. Недра, 1983г.

4. Гиматудинов Ш.К. “Справочная книга по добыче нефти” М. Недра, 1980г.

5. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973. 384 с.

6. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. М., «Недра», 1974, 320 с.

7. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности: учебник для техникумов. - М.: Недра, 1987. - 247 с.

8. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986, 244 с.