Меню

Предприятия по капитальному ремонту скважин крс

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp» , которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


курсовая работа Экономика предприятия КРС
Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 06.01.13. Год: 2012. Страниц: 6. Уникальность по antiplagiat.ru:

Введение 4
1 Краткая геологическая характеристика месторождения 6
2 Виды капитальных ремонтов, проводимых цехом УПНП и КРС 8
3 Организационная структура
3.1 Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз» 9
3.2 Функции отдельных служб и подразделений 10
4 Анализ капитальных ремонтов по видам, продолжительности и стоимости 12
5 Планирование производственной программы цеха 18
6 Порядок определения расчетных цен 20
7 Фонд заработной платы
7.1 Фонд экономического стимулирования 25
7.2 Планирование фонда заработной платы 30
8 Планирование хозрасчетной деятельности 32
9 Влияние капитального ремонта скважин на основные технико-экономические показатели работы ТПП 34
10 Выводы и предложения по улучшению организации и проведению КРС 35
11 Планирование и учет работы бригады КРС 36
Список использованной литературы 37

Как известно, подъем нефти на дневную поверхность осуществляется различными способами – фонтанным, глубиннонасосным, компрессорным.
При фонтанном способе добыче нефти требуются сравнительно минимальные затраты общественного труда, при эксплуатации скважин глубинными насосами или компрессорным способом эти затраты возрастают.
Глубиннонасосный и компрессорный способы эксплуатации требуют установки соответствующего комплекса технических средств, т.е. дополнительных капитальных вложений, увеличения объемов работ, а следовательно, и текущих издержек производства.
Для нефтяной промышленности характерно то, что нефть добывается из скважин различных категорий: переходящих с прошлого периода, вновь вводимых после бурения, восстановленных в эксплуатацию после капитального ремонта. Эти скважины в целом составляют фонд действующих скважин. Удельный вес добычи нефти по каждой категории скважин в общем объеме добытой нефти различен.
Сохранение в длительной эксплуатации скважин действующего фонда и организация жесткого повседневного контроля за работой скважин продолжают оставаться одними из важных задач.
Улучшение использования скважин требует постоянного наблюдения за их состоянием, систематического проведения работ по поддержанию их в работоспособном состоянии, организации технически грамотной эксплуатации.
Ремонт нефтяных скважин является условием их частичного воспроизводства. Рациональная организация ремонта поддерживает скважины в состоянии эксплуатационной готовности, улучшает их использование. Это положительно влияет на объем производства. Производительность труда, рентабельность производства и другие показатели.
Создание материально-технической базы в нашей стране предполагает дальнейшее повышение эффективности развития нефтяной и газовой промышленности. Ни одна отрасль материального производства не может успешно функционировать без использования газа и продуктов нефтепереработки.
Цех капитального ремонта скважин является производственным подразделением ТПП «Лангепаснефтегаз» УПНП и КРС. Цех осуществляет современный и качественный ремонт скважин.
Главной задачей цеха КРС является своевременный и качественный ремонт эксплуатационных и нагнетательных скважин, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению приемистости нагнетательных скважин, испытание новых образцов глубинного оборудованиях в скважинах.
В данной работе приведены анализ и расчеты деятельности бригад капитального ремонта скважин в составе УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз».

1 Краткая геологическая характеристика месторождения

В административном отношении Локосовское месторождение расположено на правом берегу реки Оби в 660км к северу-востоку от областного центра Тюмень и 75км восточнее г. Сургута.
Ближайшими обустроенными месторождениями являются: Чумпасское и Покамасовское месторождения, расположенные восточнее и юго-западнее от Локосовского месторождения.
Локосовское нефтяное месторождение открыто в 1963 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1976году.
Территория месторождения представляет собой слабо пересеченную заболоченную равнину, приуроченную к пойме реки Оби. Абсолютная отметка поверхности рельефа изменяются от +30 до +57м.
В тектоническом отношении Локосовское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на западном склоне крупной структуры I порядка — Нижневартовского свода и приурочено к одноименному локальному поднятию.
В геологическом разрезе месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и залегающие на них с резким угловым несогласием осадочные породы платформенного мезозойского – кайнозойского чехла, представленные терригенными осадками юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста.
Нефтесодержащими объектами на месторождении являются пласты АВ2 , БВ5, БВ6, ЮВ1 1; основными объектами разработки являются платы АВ2,БВ5 и БВ6.
Пласт АВ2 приурочен к верхней части ванденской свиты. Резкая литологическая изменчивость и линзовидный характер залегания коллекторов обусловили сложный характер нефтеносности, в связи, с чем в пределах месторождения выделены три залежи, изолированные друг от друга зонами водонасыщенных коллекторов. Наибольшей по площади и запасам является основная залежь пласта АВ2. ВНК залежи устанавливается на отметках -1720-1730м. Средняя общая толщина пласта-26,5м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 20м, средняя составляет 4,5м. Пористость по ГИС-22,6%, проницаемость-0,354мкм2.
Тип залежи – пластовая сводовая, водоплавающая, размеры в пределах установленного контура нефтеносности составляют 7,5х12,5км, высота около 15м.
Пласт БВ5 выделяется в разрезе нижней подсвиты ваденсчкой свиты. В пределах месторождения нефтенасыщенные коллекторы пласта имеют площадное распространение и представлены единой залежью. Средняя общая толщина пласта-17,9м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,6 до 16,6м, средняя составляет 8,5м. Пористость по ГИС-21%, проницаемость-0,190мкм2. Среднее положение ВНК залежи принято на отметках от-2161м на севере до-2159-2164м в южной части.
Залежь пласта БВ5 является пластовой сводовой, в пределах ВНК ее размеры составляют 12х 16,5км, высота около 40м.
Пласт БВ6 выделяется в разрезе нижней подсвиты ваденской свиты, отделяется от пласта БВ5 глинистой пачкой толщиной от 3 до 14м. По сравнению с пластом БВ5, характеризуется меньшей выдержанностью по площади и в разрезе. Средняя общая толщина пласта-17,2м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,4 до 15м, средняя составляет 5,6м. Пористость по ГИС-20,2%, проницаемость-0,157мкм2. Гипсометрическое положение поверхности ВНК изменяется в интервале-2175-2185м.
Залежь пластовая сводовая, размеры составляют 11,5х16,5км, высота 40м.

Читайте также:  Капитальный ремонт общего имущества нежилого здания

2 Виды капитальных ремонтов проводимых цехом (УПНП и КРС)

Наиболее часто проводимыми видами капитальных ремонтов, способствующими выводу скважин из бездействия, являются:
1 Ремонтно-изоляционные работы (РИР)- наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором; исправление некачественного цементного кольца; отключение отдельных пластов; отключение обводненных интервалов пласта.
2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.
3 Крепление слабоцементированных пород в призабойной зоне пласта.
4 Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации скважин и в процессе ремонта (извлечение полетного и прихваченного глубиннонасосного оборудования, извлечение НКТ, очистка ствола и забоя скважины и т.п.).
5 Переход на другие горизонты и приобщение пластов, дополнительная перфорация и торпедирование.
6 Перевод скважин из категории в категорию по назначению.
7 Изучение характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах, оценка технического состояния эксплуатационной колонны.
8 Увеличение и восстановление производительности скважин, выравнивание профиля приемистости и другие ремонты.

3 Организационная структура
3.1 Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз»

Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз» приведена на рисунке 1.

3.2 Функции отдельных служб и подразделений

Цех капитального ремонта скважин является производственным подразделением УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз». Цех осуществляет капитальный ремонт скважин.
Цех КРС возглавляет начальник цеха, который назначается и освобождается от должности начальником УПНП и КРС.
Структура и штаты цеха утверждаются начальником УПНП и КРС исходя из объема и условий работы.
В своей деятельности цех руководствуется приказами начальника УПНП и КРС, правилами производства работ при капитальном ремонте скважин, требованиями промышленной безопасности и правилами внутреннего распорядка.
Для осуществления своей деятельности, цех наделяется основными фондами, обеспечивается материально-техническими средствами, транспортом, двухсторонней связью с объектами основного и вспомогательного производства.
В соответствии с главной задачей, на цех возложены следующие функции:
— разработка совместно с отделами управления годовых графиков ППР, профилактических осмотров и испытаний закрепленного за цехом оборудования;
— участие в составлении годовых заявок на оборудование, инструмент и материально-технические средства, необходимые для обеспечения производства;
— проведение подготовки к ремонту и осуществление капитального ремонта эксплуатационных скважин, числящихся в фонде ТПП, согласно утвержденным месячным план-графикам, а также проведение внеплановых ремонтов по указанию заместителя начальника ЦИТС месторождения по геологии, выполнение работ по интенсификации добычи нефти и увеличению приемистости скважин;
— проведение работ, связанных с испытанием новых видов глубинного оборудования для проведения ремонтных работ в скважине, освоение скважин после проведения ремонтов;
— ведение оперативно-технической документации, паспортов оборудования, его наличия, движения и технического состояния, проведение отбраковки и подготовки актов на списание пришедшего в непригодность оборудования, инструмента и приспособлений, находящихся на балансе цеха;
— участие в расследовании причин аварий и выхода из строя оборудования при капитальном ремонте скважин, принятие мер по их устранению, учет аварий, составление актов, рекламации на оборудование и инструмент с заводским дефектом;
— выполнение работ по внедрению и испытанию новой техники, механизации трудоемких процессов, рационализации и изобретательству, выдача предварительных заключений по испытанию новых видов оборудования для капитального ремонта скважин;
— сбор, хранение и сдача металлолома в установленные сроки и в запланированном количестве.
В целях успешного выполнения основных функций, цех осуществляет:
— систематическое повышение квалификации работников цеха в соответствии с требованиями технического прогресса и требованиями правил промышленной безопасности;
— разработку и внедрение мероприятий по улучшению условий работы, взаимоотношений в коллективе, укрепление дисциплины, развитию инициативы и творчества, материальному и моральному стимулированию работников.
По работе в области охраны труда и промышленной безопасности цех руководствуется «Положением об организации работ по охране труда и техники безопасности», утвержденным министром нефтяной промышленности, « Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Читайте также:  Бухгалтерский учет капитального ремонта у арендатора

4 Анализ капитальных ремонтов по видам, продолжительности и стоимости

Объем выполненных работ УПНП и КРС в 2004 году составил 884 805,2 тыс. рублей. Перевыполнение 8594,7 тыс. рублей. Рост объема по сравнению с 2003 годом составил19,7%.
План по сдаче скважин из капитального ремонта перевыполнен на 8,4% или на 36 скважин. В 2004 году отремонтировано 464 скважины. Фактическое выполнение нормативного времени по КРС составило213 370 бригадо-часов, что на 7% выше, чем в 2003 году. Выработка на 1 бригаду КРС составила 1,46 скважин на 1 бригаду (108,1% к плану). Средняя продолжительность 1 капитального ремонта составила 442 часа, что на 41 час ниже запланированного, но выше уровня 2003 года на 34 часа. Увеличение продолжительности капитального ремонта связано с тем, что в 2004 году ремонты КР 13-1 и КР 13-2 были объединены в один ремонт КР13-2 «подготовка и освоение скважин после ГРП», в 2003 году они считались отдельными ремонтами. Ниже приведем анализ капитальных ремонтов, данные приведены в таблице 1 и таблице 2.
Сначала определим среднюю продолжительность ремонта
t ср = t/n , (1)
где t – продолжительность ремонта,
t ср – средняя продолжительность ремонта,
n – количество ремонтов.
Найдем значения всех ремонтов
tср = ( бригадо – часов) ( по плану)
Средняя стоимость 1 ремонта
Sср=S/n (2)
где Sср – средняя стоимость 1 ремонта (руб.)
S – стоимость ремонтов (руб.)
Также найдем общее значение для всех скважин, аналогично находим для каждой
Sср = (тыс. руб.)
Приведем расчет затрат на ремонт скважин
?Qc = Сф*Рф — Сп*Рп ,
где ?Qc – разница затрат между планом и фактом
Сф – средняя стоимость 1 ремонта по факту
Рф – количество отремонтированных скважин по факту
Сп – средняя стоимость одного ремонта по плану
Рп – количество отремонтированных скважин по плану

?Qc = 1769.3*464-1901,0*428 = 820955,2-813628 = 7327,2 (тыс.руб.)

?Q ст = (Сф — Сп)*Рп , (4)
?Qр = (Рф – Рп)*Сф , (5)
?Qс = ?Qст + ?Qр , (6)
где ?Q ст — разница стоимости скважин
?Qр – разница между количеством отремонтированных скважин

?Q ст = (1769,3-1901)*428 = -56367,6 (тыс.руб.)
?Qр = (464-428)*1769,3 = 63694,8 (тыс.руб.)
?Qс = -56367,6+63694,8 = 7327,2 (тыс.руб.)

Отсюда следует вывод: так как полученные значения разницы затрат между планом и фактом имеет знак «+», то мы не имеем экономии средств за текущий год по сравнению с прошлым годом. Это обусловлено ростом цен на материалы, увеличением должностных окладов и тарифных ставок работников.
Приведем расчет затраченного времени на ремонт скважин. Разница затраченного времени по факту определяют по формуле:
?Qв = Нф*Рф — Нп*Рп , (7)
где Нф – средняя продолжительность 1 ремонта по факту
Нп – средняя продолжительность 1 ремонта по плану

?Qв = 442*464 – 483*428 = -1636 (бригадо-часов)

?Qн = (Нф – Нп)*Рп , (8)
?Qр = (Рср – Рп)*Нф , (9)
?Qв = ?Qн+ ?Qр , (10)
где ?Qн — разница средней продолжительности ремонтов
?Qр – разница между количеством отремонтированных скважин

?Qн = (442-483)*428 = -17548 (бригадо-часов)
?Qр = (464-428)*442 = 15912 (бригадо-часов)
Из формулы ?Qн — мы узнали, что было сэкономлено время, затраченное на ремонт
Из формулы ?Qр – мы узнали, что ремонтов было сделано больше

?Qв = -17548+15912 = -1636 (бригадо-часов)

Показатели за 2003 год по участку повышения нефтеотдачи пластов отсутствуют в связи с выходом его из состава УПНП и КРС в сентябре 2003 года (приказ №40-п от 12 сентября 2003 года « О передачи объемов работ по ПНП»).
В целом по УПНП и КРС фактические затраты на производство в 2004 году составил 884161,9 тыс. рублей. Это на 155442,1 тыс. рублей выше, чем в 2003 году. Что также связано с ростом цен на материалы, увеличением должностных окладов и тарифных ставок работников.

5 Планирование производственной программы цеха

Объемы капитального ремонта планируются на основе перспективных планов на один год.
Основой плана ремонтных работ и повышения нефтеотдачи пластов являются геолого-технические мероприятия по выполнению производственных заданий по добыче нефти и мероприятия по охране природных ресурсов и недр.
Предметом капитального ремонта является скважина. При этом должен быть выполнен весь цикл работ, предусмотренных планом работ и проектом. Дополнительные работы, не предусмотренные в план-заказе ТПП, должен оформляться самостоятельным отдельным ремонтом, или в начале возможных дополнительных объемов, или необходимо корректировать план цеха по КРС.
Проект плана работ по увеличению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин на предстоящий год составляется в сентябре – октябре месяце геологическим отделом ТПП, если другие сроки не оговорены в «Регламенте взаимоотношений». Заявки на проведение в предстоящем году работ представляется непосредственно в цех. Разработка плана указывается с планом добычи нефти и имеющимися источниками финансирования, а также мощностями цеха.
Цех КРС до 15 октября (если не указаны в «Регламенте взаимоотношений» другие сроки) представляет свои предложения об объемах работ, которые они могут выполнить в предстоящем году для ТПП, но не менее объемов предстоящего года, с указанием общего количества и видов работ. Принятые цехом объемы работ представляются и в УПНП и КРС для планирования материально-технического обеспечения, геофизических работ и формирования финансового плана.
Цех ПНП и КРС производит разбивку годового плана помесячного с учетом возможностей (роста мощностей) бригад и согласовывает ее с «Заказчиком» и УПНП и КРС.
За 10 дней до начала каждого месяца цех с «Заказчиком» составляют план-график работ по капитальному ремонту скважин, в котором указываются номера скважин, подлежащих ремонту, вид и категория ремонта, эффективность от проводимых работ, перечень необходимого оборудования и другие данные. План-график доводится до УПНП и КРС для планирования обеспечения вспомогательными материалами и другим оборудованием.
Объем работ, включаемый для завершения в месячный план-график, должен соответствовать количеству и номенклатуре помесячной разбивки годового плана при условии выполнения номенклатуры за предшествующий период и отсутствия аварийных ситуаций (отсутствие аварийных ситуаций с высокопроизводительными ЭЦН и ШГН согласованного сторонами).
К план-графику прикладывается, утвержденный главным инженером ТПП, совмещенный график работ «Заказчика» и цеха по обеспечению трубами и другим оборудованием. Ответственность сторон при этом предусматривается в «Регламенте взаимоотношений».
Для производства работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту ЦДНГ и ЦППД сдают цеху скважину за трое суток до начала ремонта. Сдача и прием скважин оформляется актами.
Старший геолог цеха после принятия скважины и всей документации к ней сдает мастеру КРС и определяет вид ремонта по типовому проекту наряд-задания на капитальный ремонт скважин.

Читайте также:  Ваз 2107 капитальный ремонт двигателя пробег

6 Порядок определения расчетных цен

На все «проекты» составлены сметы и определены их стоимости. Но расценки на материалы, оборудование, технику приняты по старым ценам. Поэтому стоимость капитального ремонта скважин определяется на каждый вид ремонта по смете, составленной по существующим на данный период расценкам. В дальнейшем стоимость ремонта можно определить путем применения повышающих коэффициентов к указанной в «проекте» стоимости. Во всяком случае, при стабилизации рыночных цен на материалы, энергоносители, оборудование, технику в дальнейшем можно установить сложившиеся цены на ремонт скважин. Сметная стоимость согласовывается с «Заказчиком».
Расчетная цена на выполнение каждого ремонта включает в себя следующие затраты:
— вспомогательные материалы, заработная плата с отчислениями на социальное страхование, транспортные и геофизические услуги, услуги проката и ремонта, вахтовые перевозки, цеховые и общеуправленческие расходы с учетом плановых материалов.
Потребность во вспомогательных материалах устанавливается в соответствии с планируемыми технологическими операциями, а также на основе действующих технико-экономических норм, согласно инструкции по применению вспомогательных материалов.
Расход цемента, химических реагентов, воды, продавочной жидкости, а также материалов для ускорения и замедления схватывания цемента и применения утяжелителя устанавливается расчетным путем по действующим нормам.
Расчет потребности в спецтехнике для проведения технологических операций производят в соответствии с принятой системой планирования спецтехники, исходя из объема и норм продолжительности технологических операций.
Расходы, связанные с геофизическими исследованиями скважин, формируются на основе наименования и стоимости запланированных геофизических работ по существующим на данный момент расценкам.
Расходы на вахтовую перевозку определяются по удельному расходу вахтовой перевозки на 1 вахто-час, на нормативную продолжительность запланированного ремонта скважин.
Заработная плата рабочих бригад КРС рассчитывается исходя из нормативной продолжительности ремонта и расценок, определенных из нормативного количества состава вахты, вида работ и типа подъемного агрегата. Расценка включает в себя: сдельную тарифную ставку на данный период, приработок и премию.
Затраты на цеховые и общеуправленческие расходы определяются расчетным путем по действующей методике.
«Проекты» составлены для «чистых» скважин, т.е. без учета дополнительных работ и материальных затрат встречающихся в практике. В случае появления при ремонте скважин в ту или другую сторону (чаще в сторону увеличения затрат) предусматривается корректировка времени, что должно повлечь за собой изменение стоимости ремонтов. Тогда продолжительность ремонта и затраты на него определяются по нормативному и фактическому перечню работ, какая она должна быть на самом деле.
Дополнительные материалы и трудовые затраты, не предусмотренные на данный вид ремонта «Проектом» оплачиваются заказчиком. При этом цех ПНП и КРС оповещает заказчика и составляет акт. Акт составляется в 2-х экземплярах. Один экземпляр передается в ЦДНГ, а второй остается в цехе.
Расчет сметы производится суммированием всех затрат на ремонт скважины №8035 куст №28 Локосовского месторождения (таблица 3, таблица 4).

Источник