Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

Віддаль від гирла до динамічного рівня рідини визначаємо за формулою :

h_д = Н - Н_д ; м (2.28)

h_д = 2420 - 1003,7 = 1416,3 , м

де Н - глибина свердловини, м ;

Н_д - динамічний рівень рідини в свердловині, м.

Підбір електродвигуна за визначеною потужністю проводиться з табл.. 10 (1, ст. 14). Вибираємо електродвигун марки 4АР180М8У2 з максимальною потужністю 15 кВт.

2.13 Вибір іншого обладнання

Для з'єднання сальникового штока з головкою балансира верстата-качалки слід вибирати канатну підвіску, яка входить в комплект верстата. Технічна характеристика канатних підвісок приведена в табл. 12 [ 23, ст. 16 ]. Обираємо канатну підвіску марки ПСШ6 з діаметром канату 2,5 см. та довжиною каната 6,6 м.

Розмір сальникового штока вибираємо в залежності від довжини його ходу.

Максимальна довжина ходу, мм 1800

Довжина сальникового штока, мм 5600

Діаметр сальникового штока, мм 36

З допустимим навантаженням, кН 100

Для герметизації гирла свердловини та підвішування колони насосно-компресорних труб вибираємо гирлове обладнання типу ОУ140-146/168-65А.

В гирловому обладнанні ОУ використовуються сальники СУС2 з подвійним ущільненням і коркові крани КПП65-140 з ущільнюючим мастилом від фонтанної арматури на тиск 14 мПа.

2.13.1 Розрахунок викидної лінії

Приймаємо викидну лінію, яка залишилась після фонтанування свердловини, оскільки вона знаходиться в доброму технічному стані і забезпечить заданий відбір рідини.

2.13.2 Підбір газового якоря

Визначаємо площу сепараторного перерізу газового якоря за формулою:

F_я = 65 • 10^-4 • ((F_пл • S_n ) / (a • д)) • , м² (2.29)

F_я = 65 • 10^-4 • ((0,00066 • 1,8 • 4,5) / (0,6 • 0,02 ))• = 8 • 10^-5

де : v - кінематична в?язкість рідини,м²/с;

а - коефіцієнт використання об?єму якоря;

б - діаметр відділюваних бульбашок газу, м.

Задаючись діаметром всмоктуючої труби d₃ = 48,3 мм визначаємо діаметр корпусу газового якоря за формулою :

Д_я = , м (2.30)

Д_я = = 0,0493 м

де: F_я - площа сепараційного перерізу газового якоря, м.

Для корпусу якоря приймаємо труби по ГОСТ 633-80, умовного діаметру 60мм.

Уточнюємо площу сепараційного перерізу якоря :

F'_я = 0,785 •(Д'²_я - ), м² (2.31)

F'_я = 0,785 • (0,0493² -0,0483²) = 7,665 • 10^-5 , м²

де Д'_я - прийнятий за ГОСТ 633-80 діаметр труб для багатокорпусного якоря, м.

Кількість корпусів якоря визначаємо за формулою :

п_к = F_{я /} F'_я (2.32)

п_к = (8 • 10^-5 ) / ( 7,665 • 10^-5) = 1,043

де: F_я - площа сепараційного перерізу якоря, м.

Отже, для якоря буде достатній один корпус.

Приймаємо однокорпусний газовий якір ЯГ-1.

Довжину корпусу однокорпусного якоря визначаємо за формулою :

l_я = (20 • Д'_я ) / п_к , м (2.33)

l_я = (20 • 0,0603) / 1 = 1,2, м

Приймаємо l_я = 1,5 м.

2.14 Автоматизація роботи свердловини

Автоматизація свердловини, обладнаної ШСНУ може бути місцевою (локальною) і дистанційною. При місцевій автоматизації насосні свердловини обладнуються станцією управління типу БУС-3М, електроканатним манометром типу ВЕ-16 РБ для контролю затрубного тиску. Станція управління складається з таких основних частин :

· силової частини, призначеної для управління електродвигунами верстата-качалки;

· блоку управління і захисту, який забезпечує формування сигналів управління, контроль стану обладнання верстата-качалки і формування сигналу аварійного відключення;

· первинного перетворювача тиску, призначеного для формування аварійного сигналу при підвищенні або зниженні тиску в викидному трубопроводі.

Така система забезпечує :

· автоматичне управління електродвигуном верстата-качалки в аварійних випадках ( при обриві штанг і поломках редуктора, при струмових пере навантаженнях, коротких замиканнях і обривах фаз, неполадках насоса );

· відключення електродвигуна по імпульсу від електроконтактного манометра при аварійних ситуаціях на груповій замірній установці;

· індивідуальний само запуск верстата-качалки після перерви в постачанні електроенергією;

· програмний запуск і зупинка електродвигуна при періодичній експлуатації свердловини.

Аварійний стан встановлюється з допомогою аналізатора який споживає потужність електродвигуна. При допомозі аналізатора потужності можна одержати інформацію для діагностики свердловинного обладнання ( поломка каналів, обрив штанг ). Передбачено і ручне управління роботою верстата-качалки. Є також система контролю рівня рідини в свердловині типу СКУ-1М «ЕХО» з глибиною замирювання до 3000 м при тиску газу в затрубному просторі до 15 мПа.

У випадку місцевої ( локальної ) автоматизації при передачі інформації на невеликі відстані, застосовуються пневматичні і електричні перетворювачі інформації на великі відстані між контролюючим пунктом (КП) і пунктом управління ( ПУ ) застосовуються засоби телемеханіки, які передбачають інформацію у вигляді дискретних ( цифрових ) сигналів, представлених кодовими комбінаціями , тобто використовуються аналогоцифрові і цифроаналогові перетворювачі. При місцевій і дистанційній автоматизації датчики технологічних параметрів вимірюють значення цих параметрів і дозволяють одержати на виході стандартний ( аналоговий ) сигнал, пропорційний цьому значенню.

Для телемеханізації технологічних об'єктів в нафтовій промисловості застосовують систему телемеханіки ТМ-620. Вона включає в себе пункт управління і контролюючі пункти. Ця система забезпечує телеуправління двопозиційними виконуючими пристроями ТУ, телевимірювання інтегральних ( дебіт ) ТНН і поточних ( тиск ) ТНТ значень параметрів, телединамометрування ( телеконтроль ) ТД, телесигналізацію аварійного стану об'єктів ТСА, телесигналізацію стану двопозиційного об'єкту ТСС, а також двосторонній телефонний зв'язок.

2.15 Обслуговування установки

При експлуатації свердловини штанговими насосами проводиться спостереження за роботою верстатів-качалок, станом гирлового обладнання, а також замірних і збірних установок і за подачею рідини.

Змазування частин, які труться є основною умовою довготривалої, безперебійної роботи насосної установки. Тому оператори видобутку нафти повинні постійно слідкувати, щоб всі частини верстата-качалки були добре змащені. Підшипники нижніх головок шатунів, опори балансира, а також ходові гвинти на складках електродвигуна, гальмах і кривошипах змащується консистентним мастило (солідолом). Рекомендується добавляти мастило в цих вузлів не рідше одного разу в місяць і робити заміну мастила один раз в 6 місяців.

Редуктор верстата-качалки заливають автотрансформаторним мастилом і зубчаті колеса і підшипники валів працюють у масляній ванні. Масло заливають через люк в кришці редуктора. Заміна масла в редукторі повинна відбуватися один раз в шість місяців. Добавка мастила в редуктор між його змінами відбувається по мірі необхідності. Наявність масла в редукторі перевіряють через контрольні клапани. Рівень масла в редукторі повинен бути між нижнім і верхнім контрольними клапанами.

Оглядати і перевіряти наземне обладнання глибиннонасосних свердловин слід систематично дотримуватись графіку перевірки, встановленого для даного району, промислу, дільниці.

Виявлені дефекти в роботі насосних установок повинні ліквідовуватися негайно. При обході і огляді глибиннонасосних свердловин необхідно перевіряти наступне :

· стан клинопасової передачі;

· стан валових підшипників верстатів-качалок і при виявленні несправних болтів ( погнутих або з зірваною різьбою ) необхідно замінити їх після кріплення та перевірити нагрівання підшипників;

· кріплення головки шатуна і пальця кривошипа, не допускається найменше ослаблення або коливання пальця, а також кочення пальця або гнізда конуса;

· роботу сальникового штока і трійника-сальника; один раз в добу треба підтягувати сальник; границею підтягування служить легке нагрівання штока; пропускання рідини через сальник не допускається, тому

необхідно завчасно міняти набивку, шток при роботі повинен зберігати вертикальне положення, не гнутися;

· чистити від бруду і нафти площу навколо верстата і свердловини; оглядати всі нафтові і газові лінії, всі пропуски нафти через тріщини.

Крім того періодично ( один раз в два-три місяці ) слід проводити повну перевірку глибиннонасосних установок ( кріплення верстатів-качалок, паралельність валів, кріплення всіх балкових з'єднань).

Для проведення всіх цих робіт оператори з видобутку нафти повинні мати необхідний ручний інструмент : гайкові ключі, молотки, зубила, оправки, ножівки і т. п. Надійність і працездатність верстатів-качалок досягається за рахунок своєчасного проведення планово-попереджувальних ремонтів.

3 Охорона праці

3.1 Техніка безпеки

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

- верхній торець гирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирливої не більше ніж на 1 м;

- при набивці ущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

- забороняється повертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладання труби або лома в спині;

- при встановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

- забороняється надівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;

- під час огляду або зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;

- канатну і ланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

- до початку ремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристрої встановлений плакат : « Не включати - працюють люди ! », на свердловинах з автоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бути закріплений щит з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

- при обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавицях;

- глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв'язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм² ), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

3.2 Промсанітарія

На здоров'я людини впливають метрологічні умови виробничого середовища, які складаються з температури навколишнього повітря, його вологості, швидкості руху і випромінювання від нагрітих предметів.

Негативні метрологічні умови приводять до погіршення умов праці, знижують виробництво, збільшують захворюваність. Тому оператори по обслуговуванню глибиннонасосних свердловин повинні мати засоби індивідуального захисту : спецодяг, спецвзуття, засоби захисту органів зору та дихання.

Спецодяг видається для захисту від професійних пошкоджень при роботах з негативними температурними умовами праці. Він повинен відповідати наступним вимогам :

§ надавати відповідний захист від шкідливостей, для яких він призначений;

§ забезпечувати гігієну і нормальний повітряний теплообмін між зовнішнім середовищем і тілом людини;

§ бути зручним для надівання, носіння і роботи в ньому.

Персонал, який обслуговує рухомі механізми, повинен носити спецодяг в застебненому вигляді, а жінки повинні збирати волосся під берет чи косинку. Забороняється носити хустини з висячими кінцями.

Для захисту органів зору є окуляри, які призначені для захисту очей від твердих механічних частин. На промислах, де є нафтогазові прояви і можливе отруєння, передбачені протигази і распіратори.

Для профілактики професійних захворювань велике значення має обов'язковий попередній і періодичний огляд робітників. Існує список виробництв і професій, робітники яких, повинні пройти медичний огляд при працевлаштуванні і періодично проходити медичне обстеження.

На всіх підприємствах нафтової і газової промисловості є медпункти, які мають всі необхідні медикаменти і перев'язочні засоби для надання першої медичної допомоги при нещасних випадках.

Тому аптечку повинен мати оператор по обслуговуванню верстатів-качалок.

3.3 Протипожежний захист

Нафта і вуглеводневий газ - вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об'єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку - зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

Боротьба з пожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в тому випадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналом підприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щоб при проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічного процесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи для захисту від вогню.

З метою залучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенні пожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами на підприємствах створюються пожежно-технічні комісії.

4 Охорона довкілля

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на :

§ безпечне для його життя і здоров'я навколишнє природне середовище;

§ отримання екологічної освіти;

§ участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

§ штрафів за забруднення довкілля;

§ штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

§ добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об'єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.

5 Організаційно-економічний розділ

Вихідні дані для проектування

Вартість свердловини, грн. 1659274

Дебіт свердловини , q т/добу 5,4

Календарний період IV - XII 2005 р.

Коефіцієнт експлуатації свердловини, k_екс 0,964

Коефіцієнт зміни дебіту, k_зм 0,952

Газовий фактор, G м³/ тон 848

Питома густина газу, с_г, т/м³ 8,5•10^-4

Потужність електродвигуна, кВт / год 15

Тариф за 1 кВт / год. електроенергії, грн. 0,32

Тарифні ставки, грн.

III 5,743

IV 6,267

V 6,832

Преміальні доплати:

а) вахтові, % 30

б) невахтові, % 25

Група свердловин, які обслуговує бригада, n_св 14

Норма амортизації, % 15

Витрати по збору і транспортуванню :

нафта, грн. 6,55

газ, грн. 4,55

Витрати по технологічній підготовці нафти, грн. 8,4

Витрати на підготовку і освоєння виробництва :

нафта, грн. 10,5

газ, грн. 4,5

Витрати на утримання і експлуатацію обладнання :

нафта, грн. 25,5

газ, грн. 17,5

Цехові витрати :

нафта, грн. 17,8

газ, грн. 17,4

Загальні витрати :

нафта, грн. 23,6

газ, грн. 18,9

Інші витрати, грн. 27,4

5.1 Визначення собівартості видобутку однієї тони нафти і тисячі м³ газу на свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для ШСН

5.1.1 Визначення об'єму видобутку продукції

а) нафти

Q_н = У Q_м (5.1)

де: У Q_м - сума видобутку нафти по місяцях, тон.

Q_н = 148,6 + 146,2 + 134,7 + 132,5 + 126,2 + 116,2 + 114,3 + 105,3 + 103,6 = 1127,6

Q_м = q • k_екс • kⁿ_зм • t _кал (5.2)

де : q- дебіт свердловини

k_екс - коефіцієнт експлуатації

k_зм - коефіцієнт зміни дебіту

t _кал - тривалість календарного місяця

п - порядковий номер місяця

Q₄ = 5.4 • 0.964 • 0.952¹ • 30 = 148.6 т

Q₅ = 5.4 • 0.964 • 0.952² • 31 = 146.2 т

Q₆ = 5,4 • 0,964 • 0,952³ • 30 = 134,7 т

Q₇ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁴ • 31 = 132,5 т

Q₈ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁵ • 31 = 126,2 т

Q₉ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁶ • 30 = 116,2 т

Q₁₀ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁷ • 31 = 114,3 т

Q₁₁ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁸ • 30 = 105,3 т

Q₁₂ = 5,4 • 0,964 • 0,952⁹ • 31 = 103,6 т

а) газу

Q_г = Q_н • G (5.3)

де: G- газовий фактор

Q_г = 1127,6 • 848 • 10^-3 = 955,6 тис.м³

Об'єм видобутку газу в тонах складає:

Q_г(т) = Q_н • G • с_г (5.4)

де: с_г - питома густина газу, кг/м³

Q_г(т) = 1127,6 • 848 • 8,5 • 10^-4 =812,77 т

в) продукції:

Q_пр = Q_н +Q_г(т) (5.5)

Q_пр = 1127,6 + 812,77 = 1940,37 т

5.1.2 Визначення енергетичних витрат

Ці витрати визначаємо за формулою:

В_ен = N • k_екс • Т_кол • Ц (5.6)

де: N - потужність електродвигуна, кВт / год.

k_екс - коефіцієнт експлуатації свердловини

Т_кол - кількість коливань верстата-качалки

Ц - тариф за 1 кВт/ год. електроенергії, грн.

5.1.3 Визначення витрат по заробітній платі виробничих робітників

Витрати по заробітній платі виробничих робітників, які обслуговують групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища визначаємо за формулою :

Ф_3/п = з/п_заг.а + з/п_заг.б (5.7)

де : з/п_заг.а = з/п_осн + з/п_дод

з/п_осн - основна заробітна плата, грн.

з/п_дод - заробітна плата додаткова, грн.

Основна заробітна плата визначається для:

а) робітників, які працюють за безперервним режимом роботи (вахтові) за формулою :

з/п_осн = з/п_тар + Пр + з/п_св.дн + з/п_н.ч. (5.8)

де : з/п_тар - заробітна плата по тарифу, грн.

Пр - преміальні доплати, грн.

з/п_св.дн - доплата за роботу в святкові дні, грн.

з/п_н.ч - доплата за роботу в нічний час, грн.

б) робітників, які працюють за перервним режимом роботи (не вахтові), основна заробітна плата визначається за формулою :

з/п_осн = з/п_тар + Пр (5.9)

Заробітна плата по тарифу визначається :

з/п_тар = т_{ст.ч сер} • ф_еф • п_роб (5.10)

де: т_{ст.ч сер} - тарифна ставка середнього розряду, грн.

ф_еф - ефективний фонд робочого часу, год.

п_роб - чисельність робітників, чол.

Для визначення тарифної ставки середнього розряду необхідно визначити середній розряд робітників.

Групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища обслуговує бригада наступного складу і кваліфікації :

а) вахтові : 3/III, 4/IV, 3/V

б) не вахтові : 3/III, 2/IV, 1/IV

Середній розряд робітників визначаємо за формулою :

r_сер = (r₁ • n₁ + r₂ • n₂ + …+ r₆ • n₆ ) / Уn (5.11)

де : r - розряд робітників відповідно від I до VI

а) r_сер = ( 3 • 3 + 4 • 4 + 3 • 5 ) / 10 = 4

б) r_сер = ( 3 • 3 + 2 • 4 + 1 • 5 ) / 6 = 3,66

Тарифна ставка середнього розряду визначається за формулою :

Tcт.r.сер = Тст.r_n + ( Тст.r_n+1 - Тст.r_n ) • ( r_сер - r_n ) (5.12)

де : r_сер - середній розряд

r_n - повний розряд у визначеному середньому

r_n+1 - наступний повний розряд за середнім

а) вахтові :

Tcт.r.сер = Тст_IV

Tcт.r.сер = 6,267 грн./год..

б) не вахтові

Tcт.r.сер = Тст_III + ( Тст_IV - Тст_III ) • 0,34

Tcт.r.сер = 5,743 + ( 6,267 - 5,743 ) • 0,34 = 5,921 грн./год.

Для визначення ефективного фонду робочого часу необхідно скласти баланс робочого часу одного робітника за відповідний календарний період.

Таблиця 1 Баланс робочого часу одного робітника з квітня по грудень 2005 року

№ п/п	Витрати часу	Вахтові	Не вахтові
1	Календарний час	275	275
2	Неробочий час а) вихідні б) святкові	67 7	78 7
3	Номінальний фонд робочого часу	208	190
4	Невикористаний час а) чергова відпустка б) навчальна відпустка в) дні хвороби г) дні виконання державних і громадських обов'язків	18 2 3	18 3 4 1
5	Ефективний фонд робочого часу	185	164
6	Тривалість робочої зміни	8	8
7	Ефективний фонд робочого часу	1480	1312

Заробітна плата по тарифу складає :

а) вахтові

з/п_тар = 6,267 • 1480 • 10 = 92751,6 грн.

б) не вахтові

з/п_тар = 5,921 • 1312 • 6 = 46610,112 грн.

Визначення преміальних доплат :

Пр. = ( з/п_тар • % пр ) / 100 (5.13)

де : % - відсоток преміальних доплат

Преміальні доплати складають :

а) вахтові :

Пр. = (92751,6 •30 ) / 100 = 27825,48 грн.

б) не вахтові

Пр. = ( 46610,112 • 25 ) / 100 = 11652,528 грн.

Визначення доплат за роботу у святкові дні :

з/п_св.дн. = (з/п_тар • п_св.дн ) / ф_еф (5.14)

де : п_св.дн - кількість святкових днів згідно балансу робочого часу

ф_еф - ефективний фонд робочого часу ( дні )

а) вахтові

з/п_св.дн. = ( 92751,6 • 7 ) / 185 = 3509,52 грн.

Визначення доплат за роботу в нічний час :

з/п_н.ч = з/п_тар (5.15)

де : - загальна кількість годин роботи в нічний час в ефективному фонді робочого часу

- 75% надбавка за роботу в нічний час

а) вахтові :

з/п_н.ч = 92751,6 = 23187,9 грн.

Основна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/п_осн. = 92751,6 + 27825,48 + 3509,52 + 23187,9 = 147274,5 грн.

б) не вахтові

з/п_осн = 46610,112 + 11652,528 = 58262,64 грн.

Визначення додаткової заробітної плати :

з/п_дод = ( з/п_осн • п_нев ) / ф_{еф (дні)} (5.16)

де : п_нев - невикористаний час, крім днів хвороби згідно балансу робочого часу

а) вахтові :

з/п_дод = ( 147274,5 • 20 ) / 185 = 15921,57 грн.

б) не вахтові :

з/п_дод = ( 58262,64 • 22 ) / 164 = 7815,72 грн.

Загальна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/п_заг = 147274,5 + 15921,57 = 163196,07 грн.

б) не вахтові

з/п_заг = 58262,64 + 7815,72 = 66078,36 грн.

Фонд заробітної плати складає :

Ф з/п = 163196,07 + 66078,36 = 229274,43 грн.

Витрати по заробітній платі виробничих робітників на одну свердловину складають :

В з/п = ф_з/п / п_св (5.17)

де : п_св - група свердловин, які обслуговує бригада, св

В з/п = 229274,43 / 14 = 16376,745 грн.

5.1.4 Визначення суми нарахувань на заробітну плату

Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюють наступні нарахування на заробітну плату :

§ на обов'язкове соціальне страхування : 2,9% ;

§ у фонд на випадок безробіття : 2,1% ;

§ у пенсійний фонд : 32% ;

§ у фонд соціального страхування нещасних випадків на виробництві : 1,87% ;

Сума нарахувань на заробітну плату визначається за формулою :

В_нар = ( В з/п • Н_нар ) / 100 ( 5.18 )

де : Н_нар - загальний відсоток нарахувань на заробітну плату по всіх видах нарахувань.

Н_нар = 38,87%

Сума нарахувань на заробітну плату складає :

В_нар = ( 16376,745 • 38,87 ) / 100 = 6365,64 грн.

5.1.5 Визначення суми амортизаційних відрахувань

Сума амортизаційних відрахувань визначається за формулою :

УАр = (( В_п.п. •Н_а ) / 100 ) • ( п_міс / 12 ) ( 5.19 )

де : В_п.п. - першопочаткова вартість свердловини, грн..

Н_а - норма амортизації, %

п_мі - кількість місяців роботи у розрахунковому періоді

УАр = ( ( 1659274 • 15) / 100 )) / ( 9/12 ) = 186668,325 грн.

5.1.6 Визначення вартості основних фондів

Визначення вартості основних фондів проводиться за формулою :

УК₁ = В_св + В_вк + В_нкт + В_ш + В_л, грн. ( 5.20 )

Вартість основних фондів по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища приведені в таблиці 5.2

Таблиця 2 Вартість основних фондів

№ п/п	Назва основних фондів	Кількість	Вартість за одиницю, грн.	Сума, грн.
1	Свердловина	1	1659274	1659274
2	Верстат-качалка	1	30543	30543
3	НКТ	1680	20,74	34843,2
4	Штанги	1680	13,83	23234,4
5	Викидна лінія	25	36	900

УК = 1659274 + 30543 + 34843,2 + 23234,4 + 900 = 1748494,6 грн.

5.1.7 Визначення витрат, що пов'язані із видобутком

1. Витрати по збору і транспортуванню.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_тр = Q • Ц_тр , грн. ( 5.21 )

де : Q - об'єм видобутку нафти, газу : т або 1000 м³

Ц_тр - вартість транспортування в розрахунку на 1т нафти або 1000 м³ газу.

а) нафти :

В_тр = 1127,6 • 6,55 = 7385,78 грн.

б) газу :

В_тр = 955,6 • 4,55 = 4347,98 грн.

2. Витрати по технологічній підготовці нафти.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_т.п. = Q • Ц_т.п., грн. ( 5.22 )

де : Ц_т.п - вартість технологічної підготовки нафти в розрахунку на 1 тону нафти

В_т.п. = 1127,6 • 8,4 = 9471,84 грн.

3. Витрати на підготовку і освоєння виробництва.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_під. = Q • Ц_під , грн. ( 5.23 )

де : Ц_під - вартість підготовки і освоєння виробництва в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³ газу, грн..

а) нафти :

В_під = 1127,6 • 10,5 = 11839,8 грн.

б) газу :

В_під = 955,6 • 4,5 = 4300,2 грн.

4. Витрати на утримання і експлуатацію обладнання.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_експ = Q • Ц_експ , грн. ( 5.24 )

де : Ц_експ - витрати на утримання і експлуатацію обладнання в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³ газу

а) нафти :

В_експ = 1127,6 • 25,5 = 28753,8 грн.

б) газу :

В_експ = 955,6 • 17,4 = 16627,44 грн.

5. Цехові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_цех = Q • Ц_цех, грн. ( 5.25 )

де : Ц_цех - цехові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³ газу, грн.

а) нафти :

В_цех = 1127,6 • 17,8 = 20071,28 грн.

б) газу :

В_цех = 955,6 • 17,4 = 16627,44 грн.

6. Загально-промислові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_з.п. = Q • Ц_з.п., грн. ( 5.26 )

де : Ц_з.п - загально-промислові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³ газу, грн.

а) нафти :

В_з.п = 1127,6 • 23,6 = 26611,36 грн.

б) газу :

В_з.п = 955,6 • 18,9 = 18060,84 грн.

7. Інші витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_ін. = Q • Ц_ін, грн. ( 5.27 )

де : Ц_ін - інші витрати в розрахунку на 1 тону продукції.

В_ін = 1940,37 • 27,4 = 53166,14 грн.

5.1.8 Визначення основних техніко-економічних показників по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для експлуатації ШСН

1. Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти і 1000 м³ газу.

Таблиця 3. Планова калькуляція собівартості видобутку

№ п/п	Назва витрат	Загальні , грн.	Нафта, грн.	Газ, грн.
1	Енергетичні витрати	29984,26	--	--
2	Витрати по штучному впливу на пласт	--	--	--
3	Витрати по заробітній платі виробничих робітників	16376,75	--	--
4	Нарахування на заробітну плату	6365,64	--	--
5	Амортизаційні відрахування	186668,33	--	--
6	Витрати по збору і транспортуванню	--	7385,78	4347,98
7	Витрати по технологічній підготовці нафти	--	9471,84	--
8	Витрати по підготовці і освоєнню виробництва	--	11839,8	4300,2
9	Витрати на утримання і експлуатацію обладнання	--	28753,8	16627,44
10	Цехові витрати	--	20071,28	16627,44
11	Загально-промислові витрати	--	26611,36	18060,84
12	Інші витрати	53166,14	--	--
13	Разом по видах витрат	УВзаг1 = 277822,12	УВн1 = 104133,86	УВг1 = 59963,9

Разом всі витрати визначаємо по формулі :

УВ₁ = УВ_заг1 + УВ_н1 + УВ_г1 ( 5.28 )

УВ₁ = 277822,12 + 104133,86 + 59963,9 = 441919,88 грн.

1. Визначення собівартості видобутку 1 тони продукції :

с/в = УВ₁ / Q_пр ( 5.29 )

с/в = 441919,88 / 1940,37 = 227,7 грн.

2. Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти.

Для цього розрахунку необхідно роз приділити суму загальних витрат на нафту, газ, пропорційно складу продукції.

а) визначаємо процентний склад нафти в продукції :

%н = Q_н / Q_пр • 100 ( 5.30 )

%н = ( 1127,6 / 1940,37 ) • 100 = 58,1%

б) визначаємо суму загальних витрат на нафту :

В_заг.н = ( УВ_заг.1 • %н ) / 100 ( 5.31 )

В_заг.н = ( 277822,12 • 58,1 ) / 100 = 161414,65 грн.

в) визначаємо собівартість видобутку 1 тони нафти :

с/в_н = ( В_заг.н + УВ_н ) / Q_н ( 5.32 )

с/в_н = ( 104133,86 + 161414,65 ) / 1127,6 = 235,49 грн/т

3. Визначення собівартості видобутку 1000 м³ газу.

а) визначаємо суму загальних витрат на газ :

В_заг.г = УВ_заг - В_заг.н ( 5.33 )

В_заг.г = 277822,12 - 161414,65 = 116407,47, грн.

б) визначаємо собівартість видобутку 1000 м³ газу :

с/в_г = ( В_заг.г + УВ_г1 ) / Q_г ( 5.34 )

с/в_г = ( 116407,47 + 59963,9 ) / 955,6 = 184,57 грн./1000м³

4. Визначення питомих капіталовкладень :

К' = УК / Q_пр ( 5.35 )

К' = 1748794,6 / 1940,37 = 901,27 грн./т

5. Визначення продуктивності праці :

П_п. = Q_пр / П_роб ( 5.36 )

П_п = 1940,37 / 16 = 121,2 т/люд

Висновок

Техніко-економічні розрахунки показали доцільність експлуатації свердловини 24-Попелі Бориславського родовища штанговим свердловинним насосом, тому, що собівартість видобутку однієї тони нафти і тисячу м³ газу є середніми по родовищу.

Список літератури

1. Амиров А.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1989.

2. Бойко В.С. Разработка и експлуатация нефтяных месторождений. М., Недра, 1990.

3. Довідник з нафтогазової справи ( за загальною редакцією докторів технічних наук В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука ), Львів, 1996.

4. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.

5. Середа Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986.

6. Станки-качалки. Каталог. М., ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990.

7. Трубы нефтяного сортамента. Под редакцией А.Е.Сарояна. М., Недра, 1987.

8. С.Ф.Покропивний. Економіка підприємства. Виробництво „ Хвиля-Прес”, 1995. том 1-2

9. С.Ф.Мочерний. Основи економічної теорії. м. Тернопіль А.Т „Терлеко ”, 1993.

10. П.Самульсон. Економіка. Львів „ Світ ”, 1993.

11. О.Лищишин. Основи ринкової економіки. Львів, 1993.

12. А.М.Шадріна. Нафтовий комплекс України. Прикарпаття „ Наукова думка ”, 1994.

13. В.І.Егоров та інші. Економіка нафтової та газової промисловості „ Надра ”, 1984.

14. А.Ф.Андреев и др. Сборник задач по економике - организаций и планировке производства. „ Недра ”, 1981.