Министерство образования и науки РТ

Лениногорский нефтяной техникум

Тема:

Экономический анализ работы скважин, оборудованных погруженными центробежными электронасосами

2006

Содержание

1. Общий раздел

1.1 Назначение работы скважин, оборудованных УЭЦН

1.2 Организационная структура ЦДНиГ№2

1.3 Технико-экономические показатели ЦДНиГ№4, их анализ

2. Организационный раздел

2.1 Сущность технологического процесса работы скважин, оборудованных УЭЦН

2.2 Организация труда бригады ЦДНиГ№2

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦДНиГ№2

2.2.2 Численно- квалификационный состав бригады ЦДНиГ№2

2.2.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ

3. Экономический раздел

3.1 Расчет основных показателей ЦДНиГ№2 и их анализ

3.2 Расчет сметы затрат

3.3 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с другими способами эксплуатации

3.4 Расчет экономической эффективности

Выводы

Литература

1. Общий раздел

1.1 Назначение работы скважин, оборудованных УЭЦН

При разработке нефтяных месторождений после фонтанного этапа эксплуатации скважин наступает этап механизированный добычи нефти, осуществляемой различными типами насосов.

Распределение фонда скважин по способам эксплуатации зависит от применяемой технологии разработки месторождений, дебита скважин и физико-химических свойств добываемой жидкости.

На месторождениях ОАО «Сибнефть» при дебитах по жидкости более 40 м ³ /сут нефтедобывающие скважины преимущественно эксплуатируются УЭЦН.

1.2 Организационная структура ЦДНиГ№2

Показатели назначения по перекачиваемой УЭЦН среде:

Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без снижения напора и КПД, м ²/с 10^-6

Водородной показатель попутной воды, РН 6,0-8,5

Микротвердость частиц по Моссу (баллов), не более 5

Максимальное содержания попутной воды, % 99

Максимальная плотность жидкости, кг/м 1400

Максимальная концентрация твердых частиц для насосов,г/л

- обычного исполнения.0,1

- с рабочими ступенями двухопорной конструкции 0,5

Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса, %:

- без газосепаратора 25

- с газосепаратором 55

Максимальная концентрация сероводорода для насосов, (г/л):

- обычного исполнения 0,01

- коррозионно - стойкого исполнения 1,25

Максимальная температура, С 90

Гидростатическое давление в месте подвески погружной установки должно быть не более 25 МПа.

Максимальный темп набора кривизны ствола скважины -2 ⁰ на 10 м, а в зоне работы установки - 3 минуты на 10 м, отклонение от вертикали. как правило. (если иное не предусмотрено заводом изготовителем) - не более 40 ⁰.

Запрещается использовать УЭЦН для освоения скважин после бурения и КРС. Все работы, связанные с эксплуатацией установок (транспортировка, хранение, монтаж и демонтаж на устье скважины, проведение спускоподъемных операций, техническое обслуживание и ремонт наземного электрооборудования и т. д. должны выполняться в соответствии с требованиями правил безопасного ведения работ, изложенными в соответствующих документах:

Характерной особенностью погруженных центробежных электронасосов является простота обслуживание, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

1.3 Технико-экономические показатели ЦДНиГ №2 их анализ

Таблица 1. Технико-экономические показатели по ЦДНГ №2 на 2003-2004 год.

№		Ед.изм	2003г.	2004г.	Аб.откл.	Отн.откл
	1.Производственные показатели.
1	Добыча нефти.	Т.тн.	245,0	272,0	27	111,0
2	Добыча нефти из скважин законченных кап.ремонтом по ГТМ текущего года без МУН	Т.тн.	0,860	1,830	0,970	212,7
3	Ввод в экспл. новых скважин	Скв.	16	24	8	150,0
4	Добыча нефти из новых скважин	Т.тн.	18,3	22,4	4,1	122,4
5	Ввод скважин из бездействия	Скв.	16	23	7	143,7
6	Добыча из скважин, введенных из бездействия	Т.тн.	8,2	7,9	-0,3	96,3
7	Доп.добыча нефти за счет МУН	Т.тн.	51	48	-3	94,1
8	Доп.. Добыча нефти за счет ГРП	Т.тн	0	0	0	0
9	Количество скважино-обработок силами «Нефтехимсервис»	СКВ.	47	48	1	102,1
10	Доп.добыча нефти из боковых и боковых горизонтальных стволов	Т.тн.	2,1	2,7	0,6	128,5
11	Капитальный ремонт скважин
	А) силами ОАО «КРС-Сервис»	СКВ.	9	8	-1	91,6
	Б) силами BJ-company	СКВ.	15	16	1	106,6
12	Средне-действ. фонд скважин	СКВ.	325	335	10	103,07
13	Коэффициент экспл. скважин	Коэф.	0,85	0,900	0,05	105,5
	2.Нормы и нормативы.
14	Уд. Расход Эл. Энергии на 1тн.н.	кВт./тн.	57,7	58,8	1,1	102,08
15	Лимит численности с 1.02.03.	Чел.	105	93	-12	88,5
16	Лимит сверхурочных часов работы автотранспорта	Час.
17	Смета затрат,	Т.р.	152617	173521	20904	113,69
	В т.ч. материалы	Т.р.	956	1126	170	117,78
	транспорт	Т.р.	7327	8326	999	113,6

По сравнению с 2003 годом рост добычи нефти составил 111,0% или 27 т. За 2004 год добыто 272 тыс. тон нефти, что на 11,0% выше установленного плана.

Отремонтировано капитальным ремонтом 8 скважин при плане 9. Введено в эксплуатацию 24 новых скважин и 23 из бездействия. Коэффициент эксплуатации скважин составил 0,9 при плане 0,85, что может быть связано с успешной работой ПРС и КРС.

Таблица 2. Добыча нефти

Показатели	Ед.изм.	2003г.	2004г.	Абс.откл.
Добыча нефти в т.ч.
а) насосами.	Тыс.т	245	272	27
ЭЦН	Тыс.т.	168	201	33
СКН	Тыс.т.	77	71	-6
б) фонтанным способом	Тыс.т	0	0	0
Итого:	Тыс.т	245	272	27
Скважино-месяцев числящихся, в т.ч.
а) насосами.	Тыс.т	20,1	24,47	4,03
ЭЦН	Тыс.т.	14,5	18,7	4,2
СКН	Тыс.т.	5,6	5,77	0,17
б) фонтанным способом	Тыс.т	0	0	0
Итого:	Тыс.т	20,1	24,47	4,03
Дебит скважин (скважино-месяцев
отработанных), в т.ч.
а) насосами.	Тыс.т	181,5	183,2	1,7
ЭЦН	Тыс.т.	99,6	107,3	7,7
СКН	Тыс.т.	61,9	75,9	14
б) фонтанным способом	Тыс.т	0	0	0
Итого:	Тыс.т	181,5	183,2	1,7
Коэффициент эксплуатации, в т.ч.
а) насосами.	Тыс.т	0,85	0,9	0,05
ЭЦН	Тыс.т.	0,55	0,6	0,05
СКН	Тыс.т.	0,3	0,3	0
б) фонтанным способом	Тыс.т	0	0	0
Итого:	Тыс.т	0,85	0,9	0,05

Добыча нефти по цеху перевыполнена на 27 тыс. тон, главным образом за счет добычи по скважин, оборудованным ЭЦН и СКН. Время работы скважин в целом по цеху увеличилось на 2 часа, что повлияло на увеличение среднего дебита.скважин на 1,7 тыс. тонн, что в свою очередь привело к повышению добычи нефти. На объем добычи нефти влияют следующие факторы:

1. Дебит скважин (скважино-месяцев отработанных).

2. Фонд времени скважин (скважино-месяцев числящихся)

3. Коэффициент эксплуатации.

Изменение добычи нефти рассчитывается в зависимости от следующих факторов:

а) Влияние дебита скважин на объем добычи рассчитывают по формулам:

Q_q= С_ч.q.ф. * К_эксф (q_ф - q_пл) = 335 * 0,9 * (183,2 - 181,5) = 512,55 тыс.т.

б) Влияние фонда времени на объем добычи рассчитывается по формулам:

Q_с = q_пл * К_экс.пл (C_ч.q.ф. - C_ч.q.пл.) = 181,5 * 0,85 * (335-325) = 1542,75 тыс.т.

в) Влияние коэффициента эксплуатации на объем добычи рассчитывают по формулам:

Q_к = q_пл * C_ч.q.ф. (К_эксф - К_экс.пл) = 183,2 * 335 * (0,9 - 0,85) = 3068,6 тыс.т.

г) Общее влияние факторов определяется суммированием:

Q_общ = Q_q + Q_с + Q_к..

По факторный анализ:

По ЭЦН:

Q_q = 18,7 * 0,6 * (107,3 - 99,6) = 86,394 т.

Q_с = 107,3 * 0,55 * (18,7 - 14,5) = 247,863 т.

Q_к = 99,6 * 18,7 * (0,6 - 0,55) = 93,126 т.

Q_общ= 86,394 + 247,863 + 93,126= 427,383 т.

По СКН:

Q_q= 5,6 * 0,3 * (75,9 - 61,9) = 23,52 т.

Q_с= 61,9 * 0,3 * (5,77 - 5,6) = 3,157 т.

Q_к= 61,9 * 18,7 * (0,3 - 0,3) = 0т.

Q_оьщ=23,52+3,157+0 = 26,677 т.

Произведя выше изложенные расчеты, можно сделать вывод, что фактически объем добычи перевыполнен по сравнению с планом на 27 т. главным образом, за счет влияния следующих факторов:

При увеличении дебита скважины с 181,5 т. до 183,2 т. При увеличении фонда времени скважин с 20,1 скважино-месяцев до 24,47 скважино-месяцев. А также повысился К_экс с 0,85 до 0,9.

Анализ по труду и заработной плате.

1. Изменение производительности труда:

Q_ф - Q_пл 272 -245

П_трQ = --------- = --------- = 296 т/чел.

Ч_пл 91

2. Организационный раздел

2.1 Сущность технологического процесса работы скважин, оборудованных УЭЦН

В комплект погружной установки для добычи нефти входят электродвигатель с электродвигатель с гидрозащитой, насос, кабельная линия, наземное электрооборудование. Нанос приводится в действие электродвигателем и обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по НКТ на поверхность в трубопровод.

Кабельная линия обеспечивает подвод энетродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Установки имеют следующие исполнения:

- обычное;

- коррозионно - стойкое;

- износостойкое;

- термостойкое

Пример условного обозначения:

2УЭЦНМ (К, И,Д,Т) 5-125-1200,

где:

2 - модификация насоса;

У - установка;

Э - электропривод от погружного двигателя;

Ц - центробежный;

Н - насос;

М - модульный;

К, И, Д, Т - соответственно в коррозионно - стойком, износостойком, двухопорном и термостойком исполнении.

Отсутствие их означает, что установка обычного исполнения;

5 - группа насоса. Выпускаются установки групп 5, 5 А, 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 121,7 130 и 144 мм;

125 - подача, м³/сут.;

1200 - напор, м.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования.

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. На длине насоса и протектора кабель выполнен (в целях уменьшения габарита) плоским. Над насосом через две НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сбивной. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ. Сбивной клапан служит слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки и для обеспечения глушения скважины. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме насоса от 15 до 55 % используется газосепаратор. ЭЦН откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно, - двух, - трех, - четырехсекционные. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно - стойкого исполнения - из модифицированного чугуна типа «ни резист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы.

Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двух опорных конструкций и др. Погружные электродвигатели - маслонаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые - обычного и коррозионно - стойкого исполнения являются приводом погружного ЭЦН. Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК - 125- 117, где

ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный;

С - секционный (отсутствие буквы - несекционный);

К - коррозионно - стойкий (отсутствие буквы - обычное исполнение);

125 - мощность двигателя, кВт;

117 - диаметр корпуса, мм.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса.

Кабельная линия состоит из основного кабеля и присоединенного к нему удлинителя с муфтой кабельного ввода. В качестве основного используют кабель марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), в качестве удлинителя - плоский кабель. Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм², а кабельного удлинителя - 6 и 10 мм².

Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) или трансформатор. Станция управления или комплектное устройство обеспечивает возможность как ручного, так и автоматического управления.

На станции управления установлены приборы, регистрирующие работу электронасоса и предохраняющие установку от аварий при нарушении его нормальной работы, а также при неисправности кабельной линии.

Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска электронасоса.

Согласно действующим инструкциям по эксплуатации, УЭЦН обычного исполнения рекомендуется применять при следующих условиях:

- откачиваемая среда - продукция нефтяных скважин содержание свободного газа на приеме насоса не более 15 % по объему - для установок без газосепараторов, и не более 55 % - для установок с газосепаратором;

- массовая концентрация твердых частиц не более 100 мг/литр с микротвердостью не более 5 баллов по шкале Мооса;

- температура откачиваемой жидкости в зоне работы насоса не более 90⁰С;

темп набора кривизны скважины от устья глубины спуска насоса не более 2⁰ на 10 метров;

- максимальный угол наклона скважин от вертикали в зоне подвески насоса не более 40⁰. Твердость кварцевого песка по шкале Мооса составляет 7, т.е попадание песка на прием насоса для установок обычного исполнения недопустимо.

Таблица 3. Параметры установок типа УЭЦНМ

Обозначение установок	Показатели
	Подача, м3/сут	Напор, м	Мощность, кВт	Максимальная плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3
УЭЦН5-30-…	30	1000 -- 1800	16 -- 32	1400 -- 1200
УЭЦН5-60-…	60	990 -- 1980	16,8 -- 33	1400 -- 1200
УЭЦН5-80-…	80	900 -- 1950	18,6 -- 41,7	1260 -- 1400
УЭЦН5-125-…	125	745 -- 1770	21,2 -- 51,7	1400 -- 1200
УЭЦН5-200-…	200	640 -- 1395	36,9 -- 75,4	1400 -- 1100
УЭЦН5А-160-…	160	790 -- 1700	28,7 -- 60,7	1400 -- 1300
УЭЦН5А-250-…	250	795 -- 1800	43,8 -- 99,1	1190 -- 1050
УЭЦН5А-400-…	400	550 -- 1250	51 -- 114	1400 -- 1260

2.2 Организация труда бригады ЦДНиГ № 2

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦДНиГ № 2

Бригада по добыче нефти и газа осуществляет координирует все работы по техническому обслуживанию, планово-предупредительному ремонту нефтепромыслового оборудования, исследованию, вводу скважин в эксплуатацию, их переводу на механизированную добычу в закрепленной за бригадой зоне обслуживания по единому наряду.

Информационной основой организации работы бригады по добыче нефти и газа, а также обслуживающих подразделений, является система телемеханизации с поступлением информации на пункт автоматики и телемеханики ЦДНиГ и последующей передачей информации в опорный пункт бригады.

Организационные формы работы бригады по добыче нефти и газа в каждом конкретном случае реализуется через графики выхода на работу рабочих бригады и маршруты обслуживания.

Комплексная организация работ по единому наряду обеспечивается всеми линейными руководителями, организующих труд своих бригад.

Центральным лицом, осуществляющим организацию, контроль и регулирование выполнение работ по единому наряду, является мастер по добыче нефти и газа.

Подрядной бригаде по добыче нефти и газа устанавливаются следующие планово-оценочные показатели:

- месячный план по добыче нефти, тн;

Производственная структура ЦДНиГ №2

Схема 1. Структура ЦДНиГ №2

Во главе цеха по добыче нефти и газа находится начальник. Он руководит всей деятельностью цеха на основе единоначалия. Начальник руководит коллективом через своего заместителя, а также соответствующих функциональных отделов.

Заместитель начальника осуществляет производственно-техническое руководство коллективом и наравне с начальником несет полную ответственность за эффективность работы предприятия. В его ведении находятся вопросы внедрения достижений науки и техники и организационно - технических мероприятий, ремонта основных фондов и их воспроизводства, организация работ по экономии материально-технических ресурсов, а также работ по рационализаторству и изобретательству. На него возложено руководство по разработке перспективных и текущих планов материально- технического развития цеха.

Ведущий геолог, как правило, выступает вторым заместителем начальника. Под его руководством и контролем разрабатывают всю геолого-техническую документацию и выполняют все геологические работы и исследования. В его функции входит решение геологических вопросов эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в частности, воздействие на продуктивные пласты и призабойные зоны скважин, установление режима их работы и т.д.

Ведущий технолог оперативно руководит производством, участвует в разработке мероприятий по совершенствованию процесса производства и улучшению использования оборудования, анализирует выполнение установленных режимов и технических норм работы оборудования, координирует производственную деятельность всего цеха, контролирует соблюдение графиков работ, оформляет необходимую техническую документацию. Следит за работой диспетчерской службы цеха.

Q_ф Q_ф

П_трЧ = ---- - ---- = 2989 - 2324 = 665 т/чел.

Ч_ф Ч_пл

П_тр.общ. = П_трQ + П_трЧ = 296 + 665 = 961 т/чел.

Рост производительности труда за счет изменения добычи нефти составил 296 т/чел., а за счет изменения численности рабочих на 665 т/чел. Общий рост производительности труда за счет изменения этих факторов составил 961 т/чел.

2. Изменение численности:

Ч_ф = (Ф_{скв факт} - Ф_{скв пл})*Т_пл = (335 - 325) * 0,6 = 6 чел.

Ч_т = (Т_ф - Т_пл) * Ф_{скв факт} = (0,6 - 0,55) * 335 = 16,75

Ч_общ = Ч_ф + Ч_т = 6 + 16,75 = 22,75 чел.

Рост численности за счет изменения эксплуатационного фонда скважин на 1,6% составил 2 человека.

3. Использование фонда оплаты труда.

а) влияние численности:

ФОТ_ч = (Ч_ф - Ч_пл) * Зпл = (85 -91) * 7800 = -46800 руб.

б) Влияние средней заработной платы:

ФОТ_з = (З_ф - З_пл) * Ч = (9150 - 7800) * 85 = 114750 руб.

в) ФОТ_общ = ФОТ_ч + ФОТ_з = -46800 +114750 = 67950 руб.

производительности труда. Но тем не менее необходимо провести мероприятия по дальнейшему росту производительности труда, а именно: увеличение закачки воды в пласт, ГРП, кислотные и термические обработки скважин, установление рационального режима скважин.

- норматив фонда заработной платы на одну тонну добычи нефти, руб. коп.;

- фонд мастера, руб.;

- норматив простоя скважины в зоне обслуживания, час.;

- затраты зависящие от бригады, руб., в т.ч. затраты на материалы, руб.

Показатели планируются на год с разбивкой по кварталам и месяцам и доводятся до бригады.

Месячный план добычи нефти и газа для каждой бригады по добыче нефти и газа определяется на основании утвержденного в соответствии с режимной картой суточного дебита и установленного коэффициента эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин.

2.2.2 Численно - квалификационный состав бригады ЦДНиГ №2

Численно-квалификационный состав подрядной бригады по добыче нефти и газа устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживания объектов добычи нефти и газа по «Нормативам численности и квалификационному составу рабочих, занятых обслуживанием наземного оборудования, привязанного к скважинам», утвержденным управлением «Сибнефть».

Нормативный численный и квалификационный состав бригады по добыче нефти и газа утверждается начальником нефтегазодобывающего управления по согласованию с профсоюзным комитетом не позднее 20 числа третьего месяца отчетного квартала на следующий квартал.

Расчет заработной платы по бригаде производится по плановой численности. В связи с отменой нормативной явочной численности, нормативы численности на обслуживание скважин пересчитываются по установленным объединением поправочным коэффициентам.

Подрядной бригаде по добыче нефти и газа устанавливается следующий квалификационный состав нормативной численности.

Операторы по добыче нефти и газа:

5 разряд-17%

4 разряд-29%

3 разряд-46%

2.2.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ

1 Положение вводится с целью повышения производительности труда, повышения качества работы, укрепления трудовой дисциплины, усиления материальной и моральной заинтересованности производственных бригад в улучшении количественных и качественных результатов работы всех ее членов, а также для определения размеров заработной платы в соответствии с личным трудовым вкладом каждого работника бригады.

2 Для обеспечения правильной зависимости размеров заработка каждого рабочего от количества и качества труда, вложенного им в общебригадные результаты, учитываются объективные данные рабочего (тарифный разряд, условия труда, форма оплаты, отработанное время) и степень его участия в достижении общих результатов и его отношения к труду.

3 В целях более полного учета индивидуального вклада рабочего в результаты коллективного труда и усиления материальной заинтересованности в повышении эффективности работы бригады в целом, по решению общего собрания бригады, вводится порядок распределения заработка с учетом коэффициента трудового участия (К Т У), которого приведены в приложениях № 1,2.

4 Распределение заработка с помощью КТУ повышает производительность труда, улучшает качество работы (продукции), ведет к снижению простоев оборудования и повышению коэффициента его использования, повышению содержательности труда, взаимозаменяемости в работе. росту квалификации. сокращению сроков обучения молодых рабочих, усилению взаимоконтроля за мерой труда, вложенного каждым членом бригады за выполнение своей работы и общебригадного производственного задания, развитию творческой инициативы работающих, укреплению трудовой и производственной дисциплины, росту заработной платы.

5. Коэффициент трудового участия является обобщенной количественной оценкой трудового вклада каждого члена бригады в зависимости от индивидуальной производительности труда и качества работы, увеличения зоны обслуживания и подмены отсутствующего рабочего, помощи в работе другим членам бригады, соблюдения трудовой и производственной дисциплины и других показателей, характеризующих производственную и социальную активность.

6. С учетом КТУ распределятся: сдельный приработок и премия, или только, премия, часть экономии фонда заработной платы рабочих-повременщиков, полученной в результате высвобождения персонала и неиспользованный на доплаты или надбавки к тарифным ставкам и окладам отдельным членам бригады за совмещение профессий, расширение зон обслуживаниям и увеличения объема выполняемых работ, а также единовременное поощрения за пересмотр норм труда по инициативе бригады и другие виды коллективной оплаты.

КТУ не может быть применен для изменения тех элементов оплаты труда, выплата которых производится индивидуально в установленном прядке и которые не включаются в бригадный работок: доплаты за работу в ночное и сверхурочное время; совмещение профессий, если оно не учтено нормативной численностью бригады;

За работу в праздничные дни; доплата до среднего заработка, за профессиональное мастерство, за руководство бригадой; выплата пособии по временной нетрудоспособности, беременности и родам; выплата за выполнение государственных обязанностей; премия по итогам соревновании; премия за звание «Лучший по профессии»;за рационализацию и изобретательство и другие разовые премии, не входящие в общий заработок бригады; тарифная оплата рабочих бригады, находящихся очередном отпуске.

7 В качестве базового значения КТУ принимается единица. КТУ за месяц может быть равным, больше или меньше единицы и определяется путем сложения единицы с разностью положительных и отрицательных показателей коэффициента.

Конкретные показатели для определения КТУ для каждой бригады должны определятся теми параметрами трудового процесса, соблюдение которых в целом обеспечивает высокие результаты коллективного труда.

Показатели, принимаемые для определения КТУ, должны дублировать показатели премирования, установленные для данной бригады.

8 Члены бригады, которые в течение месяца не допустили ни одного производственного упущения, но и не проявившие особых достижений в работе, получают коэффициент, равный 1,0.

Максимальный коэффициент рабочему за месяц работы может быть установлен не более 1,5, минимальный-0.

9 При распределении общей суммы премии из фонда заработной платы с применением КТУ, ее размер отдельным членам бригады, которым повышены КТУ, может превышать общий предельный размер премии.

10 Введение КТУ не лишает права администрации управления и цеха применять к членам бригады другие материальные и моральные санкции,если их упущения в работе нанесли значительный ущерб не только бригаде, но и коллективу цеха, управления в целом. Для этого должен быть издан соответствующий приказ.

11 Если в бригаде имел случай нарушения трудовой и производственной дисциплины,и бригада не приняла соответствующих мер, начальник цеха, службы, отдела может уменьшить размер или полностью лишить премии нарушителя.

12 Коэффициент трудового участия членов бригады определяется ежемесячно при выплате рабочим окончательного расчета за прошедший месяц.

При увольнения рабочего до истечения срока расчетного периода, расчет заработной платы ему производится в установленном порядке с учетом КТУ за проработанные дни месяца.

13 Учет выполнения показателей трудового участия ведет мастер или другой руководитель бригады (прораб, инженер, звеньевой) в специальном журнале.

В конце месяца мастер (прораб, инженер, звеньевой) выводит всем членам бригады КТУ, которые рассматриваются и утверждаются на совете или собрании бригады.

Любой член бригады может присутствовать на заседании совета.

При изменении членам бригады КТУ за месяц, мастер представляет в ООТиЗ справку о распределении КТУ с указанием конкретных причин.

14 Мастер (прораб, инженер, звеньевой) от имени совета бригады доводит до сведения членов бригады об установленных коэффициентах трудового участия за прошедший месяц работы.

Каждому рабочему должны быть объяснены причины снижения, повышения коэффициентов. Если в бригаде нет совета, КТУ утверждает на общем собрании бригады.

3 Экономический раздел

3.1 Расчет основных показателей ЦДНиГ №2 их анализ

Таблица 4. Основные показатели деятельности нефтегазодобывающего предприятия

1	Объем добычи нефти,тыс..т.	272
2	Среднегодовая стоимость производственных средств, тыс. руб.	4250
3	Цена 1 тонны нефти, руб.	6762
4	Фонд скважин, шт.	335
5	Численность промышленно - производственного персонала, чел	93
6	Затраты на производство продукции, тыс. руб.	141649

1. Расчет валового дохода цеха - Q_вал, за счет реализации добычи нефти:

Q_вал = Q_т*Ц = 272000*6762=1839264000

2. Расчет показателей использования ОПФ:

А) Обобщающие показатели: фондоотдача и фондоемкость рассчитываются:

Ф_о = Q_вал/С_фг = 1839264000/4250= 432768

Ф_е= С_фг/ Q_вал = 4250/1839264000=0.00000231

3 Расчет показателей, характеризующих уровень производительности труда.

Уровень производительности в ЦДНиГ№2 характеризуется двумя показателями: выработкой на одного работающего - П_тр и удельным расходом рабочей силы на одну скважину - У_д.

П_тр= Q_вал/Ч = 1839264000/93= 19777032.2

П_тр= Q_т/Ч = 272000/93= 2924,73

У_д = Ч / Ф = 93 / 335 = 0.277

4 Определение затрат на 1 руб. товарной продукции.

С = З /Q = 141649000/1839264000 = 0.077

3.2 Расчет сметы затрат

Анализ сметы затрат:

Фактические затраты цеха 2004 года составили 173521 тыс.руб., что на 20904 тыс. руб. или 13,69% больше по сравнению с 2003 годом.

В том числе по статьям:

1 Вспомогательные материалы - уменьшение затрат по сравнению с 2003г на 835 тыс. руб. или на 35,7%

1.1 Прочие материалы - уменьшение затрат на 260 тыс. руб. или на 16,8%.

Таблица 5. Анализ сметы затрат по ЦДНГиГ №2 за 2003-2004г.

Наименование	2003г.	2004г.	Аб.откл	Отн.откл.
Вспомогательные материалы	2344	1509	-835	64,3
В т.ч. а) химреагенты	-	-	-	-
Б) ингибитор	790	215	-575	27,2
В)потери нефти	-	-	-	-
г)прочие	1554	1294	-260	83,2
дД)вода от УПТЖ		-	-	-
Топливо со стороны	104	61	-43	58,6
В т.ч. а)газ	-	-	-	-
Б)газ «Трансгаза»	-	-	-	-
В)прочее топливо	104	61	-43	58,6
Электроэнергия	17167	6292	-10875	36,6
В т.ч.эл.энергия,т.р.	11876	5723	-6153	33,3
Эл.энергия, тквт/ч	26954,8	10261,5	-16693,3	38,06
Уд.расход Эл.энергии	93	76,5	-16,5	82,2
Уст.мощность, т.р.	6173	2715	-3458	43,9
Уст.мощность, кВт	3323	2314	-1009	69,6
Реактивная Эл.энергия, тр.р.	71	-	-71	-
Итого Эл.энергии,т.р.	18120	8438	-9682	46,5
АБК	93	74	-19	79,5
Эл.котел, кВт/ч	-	-	-	-
Кап. Ремонт хоз способом	19745	20127	382	101,9
А) скважин (ЦКРС)	8232	7039	-1193	85,5
Б) прочее оборудование	11513	13088	1575	113,68
В) ПРЦЭО,РСЦ,УТТ	12388	12835	447	103,6
Г) Прочие (Кап. Ремонт собс. сил)	1122	1260	138	112,2
Работы производственного характера	18002	14425	-3577	80,1
А) МУН	12471	8985	-3486	72
Б) Экология	977	831	-146	85
В) Тек ремонт подр спос.	452	480	28	106,1
Г) Геотех	4381	4381	-	0
Зарплаты на оплату труда	7319	10285	2966	140
А) Зарплата	7500	8160	660	108,8
Б) вознаграждение по итогам года	-	1850	1850	0
В) Отпускные	576	692	116	120
Г) Негос. Пенсион. фонд	5	17	12	340
Д) отчисления на соц. нужды	2708	3193	485	117,9

2 Топливо - снижение затрат произошло на 41,4%.

3 Энергия - уменьшение затрат произошло на 9672 тыс. руб. 4 Капитальный ремонт - Увеличение затрат на 382 тыс. руб.

Это связано с увеличением затрат на:

а) ПРЦЭО, РСЦ, УТТ на 447 тыс. руб., что связано с ростом общей стоимости ремонта, а также увеличением количества сложных дорогостоящих ремонтов и освоения нагнетательных скважин.

б) Прочее оборудование на 1575 тыс. руб.

5 Заработная плата - Рост произошел на 660 тыс. руб., связан с увеличением тарифных ставок и окладов в 2004г., а также увеличением общей суммы премии.

6 Отчисления на социальные нужды - увеличение по сравнению с 2003г произошло на 485 тыс. руб.

7 Резерв на отпуск - увеличение произошло на 116 тыс. руб.

8 Резерв на вознаграждение по итогам года - рост по сравнению с 2003г. Составил 1850 тыс руб.

9 Амортизация - не изменилась. Осталась прежней 34804тыс. руб.

10 Прочие денежные расходы - рост произошел на 2917 тыс. руб.

10.1 Транспорт - затраты возросли на 1550 тыс. руб. Это связано с дополнительным использованием транспортных средств, а также повышением тарифа на услуги автотранспорта.

3.3 Преимущества и недостатки УЭЦН в сравнении с другими способами эксплуатации.

Наряду с глубинными штанговыми насосами все больше применение находят погруженные центробежные электронасосы.

Погруженные центробежные электронасосы, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяет передавать насосу значительную большую мощность, чем в штанговой установке, а следовательно, увеличивать добывные возможности этого вида оборудования.

Применение погруженных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период газа (даже в самые суровые зимние месяца) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважинах отличается от обычного спуска НКТ наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважины погруженными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой неотапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни наводке не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважин.

Характерной особенностью погруженных центробежных электронасосов является простота обслуживание, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

Большие МРП позволяют эксплуатировать скважины без вышек, с использованием передвижных мачт для периодических подъемов электронасосов.

4.2 Методика расчёта экономической эффективности от смены насоса

Основным показателем, характеризующим эффективность мероприятия является показатель экономического эффекта Э_Т, он определяется на всех этапах оценки мероприятия как превышение стоимостной оценки результатов Р_Т над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов З_Т.

,

Стоимостная оценка результатов мероприятия рассчитывается по формуле:

,

где - цена 1 тонны нефти, руб.;

- годовой прирост добычи нефти в результате мероприятия, т.

Затраты на проведение мероприятия определяются по формуле:

,

где - затраты на проведение мероприятия, руб.;

- затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, руб.;

К - капитальные затраты, связанные со сменой подземного оборудования, руб.

,

где - условно-переменные затраты на добычу 1 тонны нефти, руб., которые складываются из:

,

где З_эл. - затраты на электроэнергию, руб.;

З_ППД - затраты на ППД, руб.;

З_подг.. - затраты на подготовку нефти, руб.;

З_пер. - затраты на перекачку нефти, руб.

З_ВМСБ - затраты на восполнение минерально-сырьевой базы, руб.

Затраты на проведение мероприятия складываются:

,

где - затраты на заработную плату, руб.;

- затраты на использование специальной техники, руб.;

З_цех - цеховые затраты, руб.;

k - количество проведённых мероприятий, ед.

Затраты на заработную плату определяется как:

,

где - часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда, руб/час;

- время работы, час;

- численность рабочих i-го разряда, чел.;

- премия, доли ед.;

- районный коэффициент, доли ед.;

- отчисления на социальное страхование, доли ед.

Цеховые затраты определяются по формуле:

,

где m=90% - коэффициент, учитывающий прочие затраты цеха ПРС.

Затраты на использование специальной техники находятся по формуле:

,

где С_Чi - стоимость одного машино-часа i-ой техники, руб./час;

t_i - время использования i-ой специальной техники, час.

Прирост прибыли от реализации мероприятия по формуле:

,

где - себестоимость нефти до реализации мероприятия, руб./т;

- себестоимость нефти после проведения мероприятия, руб./т;

- годовой объем добычи нефти ТПДН до мероприятия, т.

Себестоимость после реализации мероприятия определяется по формуле:

,

где А_Г - ежегодные амортизационные отчисления рассчитываются по следующей формуле:

,

Чистая прибыль определяется по формуле:

,

где S_ij - стоимость i-го насоса, НКТ и кабеля j-ой скважины, руб.;

Н_Аi - норма амортизации i-го оборудования, %.

Налог на прибыль находится как:

,

где n - ставка налога, %

4.3 Расчёт экономической эффективности

В данном пункте проведён расчёт экономической эффективности от оптимизации скважинных насосных установок - предложено заменить насосы (ЭЦН) на 10 скважинах. Причём на этих скважинах предлагается заменить насосы с меньшей производительностью на насосы с большей производительностью.

Данные о дебитах нефти и типоразмерах насосов до и после проведения мероприятия находятся в таблице

Таблица 6. Исходные данные для подсчёта экономической эффективности

Показателя	Значение показателя
1. Стоимость электроцентробежного насоса, руб.: - ЭЦН-50 - ЭЦН-80 - ЭЦН-125 - ЭЦН-160 - ЭЦН-200 - ЭЦН-250	201030 206955 219320 230940 246185 260765
2. Стоимость НКТ 2``, руб./т	30000
3. Стоимость кабеля КРБП 3х16, руб./м	60
4. Норма амортизации, % - насос - НКТ - кабель	11 12 13,6
5. Социальные отчисления, %	36,5
6. Часовая тарифная ставка, руб./час: - оператор ПРС 5 раз. - оператор ПРС 4 раз. - машинист А-50	14,04 12,16 11,09
7. Стоимость машино-часа, руб./час: - подъёмник А-50 - трубовоз ЗИЛ-131 - бордовоз КАМАЗ - агрегат ЦА-320 - вахтовый автобус	164,12 85,10 87,80 104,3 68,3
8. Время проведения одного ПРС, час	35,7
9. Премия, %	220
10. Районный коэффициент, %	80
11. Время использования спец. техники во время ПРС, час: - подъёмник А-50 - трубовоз ЗИЛ-131 - бордовоз КАМАЗ - агрегат ЦА-320 - вахтовый автобус	35,7 4 3 4 2

Стоимостная оценка результатов мероприятия определяем по формуле

Капитальные затраты будут складываться из разности стоимости насоса до мероприятия и после мероприятия, насосно-компрессорных труб и кабеля (так как те НКТ и кабель, которые были до мероприятия пришли в негодность, то ставим новые НКТ и новый кабель). Один погонный метр НКТ весит 44 Н, то есть 4,48 кг. Таким образом, рассмотрим на примере скважины №450, стоимость одного погонного метра будет 134,4 руб. и соответственно стоимость НКТ для скважины №450 составит 173376 руб. Стоимость кабеля КРБП 3х16 составит 78000 руб

К₄₅₀=(260765-230940)+173376+78000=281201 руб.

Аналогичным образом рассчитываем капитальные затраты по остальным скважинам и получаем К=3649195 руб.

Определим затраты на заработную плату при проведении одного подземного ремонта по формуле:

- 4 оператора ПРС 5 разряда:

14,04*35,7*4*2,2*1,8*1*0,365=2897,9 руб

- 3 оператора ПРС 4 разряда:

12,16*35,7*3*2,2*1,8*0,365=1882,4 руб.

- 3 машиниста А-50:

11,09*35,7*3*2,2*1,8*0,365=1716,8 руб.

Итого заработная плата при проведении одного ПРС составляет 6497,1 руб.

Определим цеховые затраты на проведение одного ПРС по формуле:

З_цех=6497,1*0,9=5847,4 руб.

Затраты на использование специальной техники определим по формуле:

- подъемник А-50:

164,12*35,7=5859,084 руб.;

- трубовоз ЗИЛ-131:

85,1*4=340,4 руб.;

- бордовоз КАМАЗ:

87,8*3=263,4 руб.;

- агрегат ЦА-320:

104,3*4=417,2 руб.;

- вахтовый автобус:

68,3*2=136,6 руб.

Итого затраты на специальную технику при проведении одного подземного ремонта составят 7016,7 руб.

Затраты на проведение 11 ремонтов находятся по формуле:

З_мер=(6497,1+5847,4+7016,7)*11=212969,9 руб.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти определим по формуле:

З_доп=92,28*11142,72=1028250,2 руб.

Стоимостная оценка затрат осуществлённого мероприятия определяем по формуле:

З_t=1028250,2+212969,9+3649195 =4890415,1 руб.

Экономический эффект от проведенного мероприятия находим по формуле (3.2.1):

Э_Т=55267891,2-4890415,1=50377466,1 руб.

Для определения ежегодных амортизационных отчислений рассчитаем суммарные стоимости насосов, НКТ и кабеля после проведения мероприятия результаты расчетов представлены в таблице 5.3.2. По насосам берём разницу в стоимости ЭЦН до мероприятия и после него.

Размер ежегодных амортизационных отчислений рассчитаем по формуле:

Таблица 7. Стоимость подземного оборудования

N скв.	Тип насоса	Стоимость, руб
	До мероприятия	После мероприятия	Насоса	НКТ 2"	КРБП 3х16
			До мероприятия	После мероприятия
450	ЭЦН-160	ЭЦН-250	230940	260765	173376	78000
563	ЭЦН-125	ЭЦН-200	219320	246185	146496	66000
667	ЭЦН-50	ЭЦН-80	201030	206955	194880	87000
1214	ЭЦН-125	ЭЦН-160	219320	230940	173376	78000
1217	ЭЦН-50	ЭЦН-80	201030	206955	192192	84000
4279	ЭЦН-80	ЭЦН-125	206955	219320	159936	72000
4281	ЭЦН-50	ЭЦН-80	201030	206955	213696	96000
4339	ЭЦН-80	ЭЦН-125	206955	219320	180096	81000
4340	ЭЦН-50	ЭЦН-80	201030	219320	213696	96000
4342	ЭЦН-125	ЭЦН-160	219320	230940	193536	87000
Суммарная стоимость	2106930	2247655	1841280	825600

Себестоимость добычи одной тонны нефти после проведения мероприятия находим по формуле:

Прирост прибыли от реализации мероприятия определим по формуле:

ДП=(4960-452,57)*(2421200+11142,72)-(4960-453,18)*2421200=51701962,41 руб.

Налог на прибыль находится по формуле:

Чистая прибыль определяется по формуле (3.2.14):

ДП_Ч=51701962,41-12408470,97=39293491,44 руб.

Результаты экономической эффективности от проведения замены УЭЦН приведено в таблице 3.3.3.

Таблица 8. Результаты расчёта экономической эффективности

Показатель	Значение
Дополнительная добыча нефти, т	11142,72
Себестоимость до мероприятия, руб./т	453,18
Себестоимость после мероприятия, руб./т	452,57
Экономический эффект, руб.	50377466,1
Прибыль, руб.	51701962,41
Чистая прибыль, руб.	39293491,44

Вывод

Дан анализ технико-экономических показателей деятельности ТПДН «Муравленковскнефть». Проведён расчёт экономической эффективности от замены насоса. В результате проделанных мероприятий дополнительная добыча нефти составила 11142,72 т/год, и чистая прибыль составляет 39293491,44руб.

Список литературы

1. Сборник регламентов и положений на ремонт, обслуживание и эксплуатацию скважин с УЭЦН, ОАО «Сибирская Нефтяная компания» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Ноябрьск, 2001

2. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, - 704 с.

3.Положения в структурных подразделениях, службах, отделах.

4.Положение о бригаде ЦДНиГ

5.Положение о премировании.