Организация текущего и капитального ремонтов скважин
Списоквикористаноїлітератури.
ЗарецкийБ. Я., Кифер Н. З.,Ефимова Т. И.,Планированиеи оценка объемовработ при текущемподземномремонте нефтяныхскважин: справочноепособие. Надра,1986
Ефимова Т.І., ЗарецкийБ. Я., Планированиеи оценка объемовработ при ликвидациипесчаных пробок.
Лесюк О. І.,Федишин М. Д.,Організаціяпідготовкита технічногообслуговуваннявиробництвана підприємствахнафтовоїпромисловості
Лесюк В. С.,Турко М. И., ШевандинИ. К., ВоробецВ. И., Организациятекущего ремонтаскважин. Надра,1978
Типовийпроект організаціїпраці цехупідземногоі капітальногоремонту свердловин,АТ “Укргазпром”,нормативно-аналітичнийцентр.
Висновкита пропозиції
Метоюданого курсовогопроекту булопровести аналіздіяльностіБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу, а зокремадіяльністьйого цеху підземногота капітальногоремонту свердловин.
Заналізу техніко-економічнихпоказниківвидно, що на1998 рік ситуаціяна підприємствістабілізувалася.Зріс видобутокгазу, вартістьосновних фондів,закачка газу.Але варто звернутиувагу на те, щоосновні фондидуже зношені,в середньомуна 60%. Високийрівень зношенняосновних фондівє чи не основноюпричиною високогорівня частотиремонтів. Високоює також вартістьпроведенняремонтів, причому з кожнимроком воназростає. Це,відповідно,впливає назріст собівартостігазу. Зростаютьтакож простої.Причинамипростоїв єнедостатнязабезпеченістьбригад спеціальноютехнікою, атакож недостатнякількістьремонтнихбригад. Поганотакож те, щомаксимальноможливий часповністю невикористовується,присутні такожвтрати часучерез порушеннятрудової дисципліни.
Востанньомурозділі курсовогопроекту наведенізаходи, яківедуть до скороченнятривалостіремонтів і наїх здешевленнята покращенняїх якості.
Післярозрахункуефективностівідповіднихзаходів, очевиднощо буде кориснооброблятипривибійнузону усіх свердловинсавенолом.Також використаннямодернізованоїустановки А-50мзначно скоротитьтривалістьремонтнихробіт.
МОУкраїни
Івано –ФранківськийДержавнийтехнічнийуніверситет нафти і газу
Кафедраекономікипідприємства
КУРСОВИЙПРОЕКТ
Тема: Організаціяпоточного такапітальногоремонту
свердловинв НГВУ (Богородчанськеуправлінняпідземногозберіганнягазу)
виконавстудент
групиЕКН-97-1
КосенкоВ. М.
Перевірив
О. І.Лесюк
Івано-Франківськ
2000 р.
Зміст
-
1. ЗагальнахарактеристикаБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу 5 1.1. Особливостідіяльностіпідприємства 5 1.2. Складі структурафонду свердловин 6 1.3. Організаційно-виробничаструктурата матеріальнотехнічна базаремонтногопідрозділу 7 2. Методичніоснови виконанняпроекту 11 2.1. Загальнохарактеристиката класифікаціяремонтівсвердловин 11 2.2. Формита методипроведенняремонтів 16 2.3. Показникиефективностіремонту свердловин,методика їхрозрахунку 19 3. Аналізефективностіорганізаціїремонту свердловин 22 3.1. Динамікаосновних ТЕПБУПЗГ 22 3.2. Аналізобсягів робітта витрат покапітальнихі підземнихремонтахсвердловин 26 3.3. Аналізвикористаннякалендарногочасу та структуриремонтногоциклу 29 3.4. Аналізрівня організаціївиробництвата праці приремонті свердловин 30 4. Заходипо удосконаленнюорганізаціїремонтівсвердловин. 36 4.1. Впровадженнямодернізованогостанка А-50м дляприскореннявиконанняремонтнихробіт. 36 4.2. Обробкапривибійноїзони савеноломз метою покрашенняроботи свердловини. 38 Висновкита пропозиції 40 Списоквикористаноїлітератури 41
Вступ.
Значенняремонту свердловиндля підтриманнята відновленняосновних фондівБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу. Мета проекту.
У всіх галузяхнародногогосподарстваособлива увагаприділяєтьсяпокращеннювикористаннявиробничихпотужностейі основнихфондів, ростуфонду віддачі.
Основні фондифізично зношуються,поступововтрачаючи своюспоживчу вартість.Фізичне зношенняосновних фондіввиражаєтьсяу зміні їх природнихвластивостей,розмірів і формв результатідовготривалихмеханічних,хімічних татемпературнихвпливів на них.
Воно настаєне тільки впроцесі виробничоговикористання,але й під впливомсил природи.На розмірифізичногозношення впливаютьтакі фактори,як ступіньнавантаження(тривалість,інтенсивністьроботи і т.д.),якість основнихфондів, особливостівиробничогоі технічнихпроцесів, якістьнагляду заосновнимифондами, в томучислі своєчасністьремонту. Необхідністьремонту виникаєпри значномузношенні обладнання,коли нормальнароботоздатністьобладнанняне може бутивід’ємна впроцесі експлуатації.
Ремонт основнихфондів (капітальнийі поточний) вякійсь міріліквідовуєфізичне зношенняі відновлюєроботоздатністьосновних фондів.
Оскількидля створенняосновних фондівпотрібні високікапіталовкладеннято кожне підприємствозацікавленоу збільшеннітерміну їхвикористанняу виробничомупроцесі. Термінслужіння основнихфондів залежитьвід ряду факторів:від матеріалу,з якого вонивиготовлені,від умов, в якихвони використовуються,від режимівроботи, відтехнічноїграмотностіробітників,які їх використовують,від змінностіроботи, відякості і своєчасностівиробничихремонтів, іт.д.)
Краще використаннявиробничихфондів збільшуєоб’єм видобуткугазу. Так ліквідаціяпростоїв свердловинв очікуванніремонту – скороченнячисла і прискоренняремонтів, збільшенняміжремонтногоперіоду роботисвердловин,підвищеннянадійностіроботи обладнаннязабезпечуютьприріст видобуткугазу з експлуатаційногофонду свердловин.З покращеннямвикористаннясвердловинповніше використовуютьсятрудові ресурси,підвищуєтьсяпродуктивністьпраці. Покращеневикористанняосновних фондівзабезпечуєприскоренеобертанняоборотнихзасобів, тобтозбільшенняотриманняпродукції зосновних фондівопереджає рістоборотнихфондів.
В результатіпокращеннявикористаннясвердловинзнижуєтьсясобівартістьпродукції. Цезабезпечуєтьсятим, що амортизаційнівідрахуваннязалишаютьсянезміннимиабо збільшуютьсяповільнішеніж об’ємвиробництва,тому амортизаціясвердловинв розрахункуна оди метркубічний газузменшується.
Головноюзадачею залишаєтьсяперш за всеефективневикористанняексплуатаційногофонду свердловин,збереженняв довгостроковійексплуатаціївсього роботоздатногофонду свердловиншляхом технічногоконтролю заексплуатацієюсвердловин,надійногообслуговування,своєчасногоі якісногопроведенняремонтів. Підвищеннярівня використаннясвердловинмає на метітакож збільшенняміжремонтногоперіоду, прискоренняпроцесу ремонтусвердловин.
Метою курсовогопроекту є знаходженняшляхів ефективноговикористанняствореногоексплуатаційногофонду свердловин,збереженняв тривалійексплуатаціївсього робочогофонду свердловиншляхом контролюза експлуатацієюсвердловин,надійногообслуговуваннясвердловин,своєчасногоі якісногопроведенняремонтів.
Розділ 1.ЗагальнахарактеристикаБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу.
- Особливостідіяльностіпідприємства
Богородчанськеуправлінняпідземногозберіганнягазу створенена базі богородчанськогогазового родовища,розміщеногона територіїБогородчанськогорайону Івано-Франківськоїобласті. Призначенняпідземногозберіганнягазу – створеннястраховогозапасу длягазопроводів“Союз”, “Уренгой– Памари – Ужгород”,“Прогрес”, якірозміщені навідстані 5,5 км.Приблизно натакій самійвідстані відуправліннязберіганнягазу розміщенігазокомпресорністанції, Богородчанськеуправліннямагістральнихгазопроводів.
ОсновніпоказникиБогородчанськогоПЗГ:
| Загальнийоб’єм ПЗГ | 3420 млн.м3 |
| Об’ємактивногогазу | 2300 млн.м3 |
| Об’ємбуферногогазу | 1120 млн.м3 |
| Максимальнийпластовийтиск | 107 кгс/см2 |
| Мінімальнийпластовийтиск | 36 кгс/см2 |
| Мінімальноможливий відбір | 30 млн.м3 надобу |
| ПродуктивністьПЗГ за період100-добовоговідбору | 23 млн.м3 надобу |
| Тривалістьроботи ПЗГза період100-добовоговідбору | |
Тривалістьроботи ПЗГ вмаксимальному(30 млн. м3за добу) режимі | 25 діб |
| Максимальнийробочий тискна вибої свердловинипри закачці | 99 кгс/см2 |
| Максимальнийробочий тискна виході ДКСпри закачцігазу | 100 кгс/см2 |
| Мінімальнийробочий тискна вибої свердловинипри відборігазу | 27 кгс/см2 |
| Максимальнапродуктивністьоднієї свердловини | 500 тис.м3/добу |
Богородчанськеуправлінняпідземногозберіганнягазу створенеїз ціллю нормуваннясторонніхнерівномірностейспоживаннягазу, безперервногостабільногопостачаннягазу на експорт,а також ліквідаціїможливих аварійнихситуацій налініях газопроводу.
Ритмічністьроботи виробничихта допоміжнихоб’єктівзабезпечуєтьсявідповіднимиструктурнимипідрозділамистанції підземногозберіганнягазу.
Крім Богородчанськогосховища газудо складуБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу входять:Кадобнянськепідземне сховищегазу, Надвірнянськийавтотракторнийцех, виробничіпідрозділипо видобуткугазу та газоконденсату,служба покапітальномуремонту свердловин,а також БитнівськаДКС.
- Складі структурафонду свердловин.
Діючийексплуатаційнийфонд підземногосховища газускладає 168 свердловин,в тому числі156 капітально-експлуатаційних,10 спостережливихі 2 ліквідованів зв’язку зрозвиткомзсуву.
Всі експлуатаційнісвердловинипробурені в1982-1988 рр., маютьдвоколоннуконструкцію,кондуктордіаметром 224,мм спущенийдо глибини80-100 м, зацементованадо гирла. Проміжнаколона діаметром245 мм спущенадо глибини877-1025 м, зацементованадо гирла. Експлуатаційнаколона діаметром168 мм спущенана глибину від1186 до 1250 м, зацементованадо гирла. Експлуатаційнісвердловиниобладнанінасосно-компресорнимитрубами діаметром144 мм.
Спостережливісвердловинимають таку жконструкціюяк і експлуатаційні.Вони використовуютьсядля контролюза газонасоснимипластами, щознаходятьсявище і за межамипродуктивногогоризонтупідземногосховища газу.
Контрольза поверхневимигальковимигоризонтами,що залягаютьна глибині10-30 м, забезпечуєтьсясіткою спеціальнорозбуренихсвердловинглибиною 50 м.Таких свердловинрозбурено 28.
- Організаційно-виробничаструктура таматеріальнотехнічна базаремонтногопідрозділу.
Головнимзавданням цехупідземногоі капітальногоремонту свердловинє своєчаснийта якіснийремонт експлуатаційнихсвердловин,виконання робітпо інтенсифікаціїпродуктивногопласта в експлуатаційнихта спеціальнихсвердловинах, а також випробуваннята впровадженняу виробництвонової технікиі технології.
Відповідноз основнимизадачами цехвиконує такіфункції:
Участьу розробцірічних, квартальнихта оперативнихмісячних планівдіяльностіцеху та організаційно-технічнихзаходів;
Проведенняпідготовкидо ремонту іздійсненняпідземногоі капітальногоремонту експлуатаційнихта інших свердловин,які значатьсяу фонді БУПЗГ,відповідноіз затвердженимипланами робіт,виконанняробіт по інтенсифікаціївидобуткугазу, освоєннясвердловинпісля проведенняремонтів;
Розробкаі здійсненнязаходів, спрямованихна скороченнячасу простоюсвердловинв ремонті (безвтрати йогоякості), скороченнявитрат газу,здешевленняремонтів, економіїпаливно-енергетичнихі матеріальнихресурсів,раціональневикористанняобладнанняі резервіввиробництва,підвищеннякоефіцієнтаексплуатаціїсвердловин;
Розробкаспільно звиробничо-технічнимвідділомпідприємстварічних графіківпланово-попереджувальнихремонтів,профілактичнихоглядів, випробувань,огляд закріпленогоза цехом обладнання,забезпеченнясвоєчасногота якісногоїх виконання;
Складаннярічних заявокна обладнання,інструментта матеріально-технічнізасоби, необхіднідля роботи, атакож визначенняїх резервногозапасу дляремонтнихпотреб цеху;
Визначенняпотреби втранспортнихі допоміжнихзасобах тазабезпеченняїх правильногота раціональноговикористання;
Організаціяроботи повпровадженнюта випробуваннюнової техніки,видача попередніхухвал на випробуваннянових видівобладнаннята інструментудля підземногоі капітальногоремонту свердловин;
Проведеннявідбраковкита підготовкиактів на списанняобладнання,яке виявлененепридатним,інструментуі пристосувань,які знаходятьсяна балансіцеху;
Організаціяробіт по збиранню,збереженнюта здачі металобрухтув установленомупорядку;
Плануваннядіяльностіцеху і нормуванняпраці робітників,розробка заходівпо зниженнютрудомісткостівиконуванихробіт;
Організаціяробіт по раціоналізаціїта винахідництвумеханізаціїта автоматизаціїтрудомісткихпроцесів;
веденняоперативно-технічноїдокументаціїпаспортизаціїобладнаннята споруд, облікуїх наявності,руху та технічногостану;
складаннята наданнязвітності зусіх видівдіяльностіцеху;
участьу розслідуванніпричин аварійі виходу з ладуобладнанняпри підземнихі капітальнихремонтах свердловин,вживання заходівпо їх усуненню,облік аварій,складанняактів, рекламаційна обладнанняі інструментз заводськимидефектами;
забезпеченнябезпечних умовпраці, дотриманняпрацівникамиправил, нормі вимог охоронипраці та технікибезпеки, промсанітарії,пожежної безпеки,охорони надрі навколишньогосередовища.
Організаційнаструктура цехубудується відповідноіз завданнями,які стоятьперед цехом,з урахуваннямконкретнихумов діяльності,з дотриманнямпринципу оптимальноїексплуатаціїпідрозділівпри виробництвівизначенихвидів робіт.
Організаційнуструктуру цехукапітальногота підземногоремонту свердловиннаведено насхемі 1.
Організаційнаструктура цехукапітальногоі підземногоремонту свердловинБУПЗГ.
С
хема1.Начальникцеху здійснюєзагальне керівництво,забезпечуємаксимальневикористаннявиробничихпотужностей,найновішезавантаженняі правильнуексплуатаціюобладнання,раціональнуорганізаціюроботи бригад,розробку івпровадженнязаходів, спрямованихна удосконаленнявиробництва,його механізаціюта автоматизацію, здійснює підготовкуі проведенняпідземногоі капітальногоремонту свердловин,забезпечуєтехнічно правильнуексплуатаціюобладнанняі виконанняпрофілактичнихоглядів і випробуваньобладнання.
Майстри –керівникибригад – керуютьвсією вирбничо-господарськоюдіяльністюбригад, забезпечуютьумови для своєчасногота якісноговиконанняпередбаченихпланом робітз утриманнямправил експлуатаціїобладнання,норм і вимогз охорони праці, техніки безпеки,пожежної безпеки,охорони навколишньогосередовища.
До складуробіт, які виконуєбригада КРСвходять огляді перевіркасправностіінструменту,монтаж і демонтажустановок длякапітальногоремонту свердловин,підготовчіта заключніроботи, спуско-підйомніоперації зшаблонуваннямтруб, ізоляційніта геофізичніроботи, іонно-кислотніванни, змінаі перетяжкаканата, іншівиди допоміжнихробіт, роботипо розпаркеруваннюпаркера, роботизв’язані зпромивкою іциркуляцієюсвердловини,ремонтно-профілактичніроботи і т.д.
До складуробіт, які виконуєбригада ПРСвходять очисткагрязневих ісолевих пробокв насосно-компресорнихтрубах, установкаі зняття клапана-відсікача,інгібіторногоклапана, глухоїпробки, відкриття-закриттяциркуляційногоклапана таінших клапанів,монтаж і демонтажрубрикатора,дослідні роботи:спуск глибиннихманометрівта інших приладів,відбір пробрідини ізсвердловини,ремонтно-профілактичніроботи і т.п.
Відділматеріально-технічногопостачаннязабезпечуєвсі робочімісця цеху ПКРСнеобхіднимобладнанням,запаснимичастинами,пристосуваннями,основними ідопоміжнимиматеріалами,інвентарем, спецодягомі захиснимизасобами.
Розділ2. Методичніоснови виконанняпроекту.
2.1 Загальнахарактеристиката класифікаціяремонтів свердловин.
Безперервністьпроцесу видобуткунафти і газу в першу чергузалежить відправильноїексплуатації,обслуговуваннята ремонтусвердловин.Необхідністьорганізаціїспеціальногообслуговуванняі ремонту видобувнихсвердловинпов’язана нетільки із знаннямексплуатаційногообладнання,але й з проведеннямкомплексуспеціальнихзаходів поохороні надр.
Основнимзавданнямремонтнихпідрозділівє підтриманняв працездатномустані експлуатаційногофонду свердловинта попередженнязносу обладнанняпри необхідномудодержанніправил охоронинадр. Одночасномодернізуєтьсяі замінюєтьсязастарілеобладнання.
Хороший станта триваласлужба діючихсвердловинможуть бутизабезпеченітільки припогодженнідіяльностіпрацівниківпо експлуатаціїта ремонту. Всяробота по ремонтномуобслуговуваннюсвердловинпередбачаєдогляд заексплуатаційнимобладнаннямв період міжчерговимиремонтами(міжремонтнеобслуговування),та проведенняпланових ремонтівсвердловин.
Догляд засвердловинами– важливиймомент роботипо підтриманнюїх в працездатномустані, зменшеннюзношення робочихчастин експлуатаційногообладнання,збільшенняміжремонтнихперіодів службисвердловин.Роботи по доглядуза свердловинамиведуться уформі маршрутногообходу, згідноз графіком, вякому зафіксованівсі операції,що повинні бутивиконані кожногодня.
Плановіремонти свердловинвключають якремонт наземноготак і підземногообладнання.Підземнийремонт обладнаннявключає проведенняпоточних ікапітальнихремонтів свердловин.
Поточнийпідземнийремонт свердловинявляє собоюкомплекс заходівпо підтриманнюпідземногоексплуатаційногообладнанняу робочомустані. Найчастішепідземні роботиведуться впорядкупланово-попереджувальнихремонтів. Алена практиціпроводять івідновлювальніремонти з метоюусунення різнихпорушень нормальноїексплуатаціїсвердловинабо в наслідокпропусківвстановленихтермінів проведеннячергових ремонтів.Такі порушеннясупроводжуютьсязниженнямдебітів абонавіть повнимприпиненнямподачі нафти.
При поточнихпідземнихремонтах проводятьсяоперації знасосно-компресорнимитрубами (спускі підніманняліфта, перевіркаі заміна окремихтруб, змінатипорозміруліфтових трубі глибини їхпідвіски, очисткаліфтових труб),з насоснимиштангами (перевіркаі заміна окремихштанг, змінатипорозмірівнасосних штанг,ліквідаціяобривів штанг,очистка штанг),з насосами(спуск і підніманнянасосів, перевіркаі заміна насосів,зміна глибинипідвіски насосата його типорозміру),роботи з пусковимита захиснимипристроями(спуск та підніманняпристроїв,перевірка тазаміна пристроїв,їх очистка) тароботи, щопроводятьсябезпосередньов свердловинах(проведеннягеолого-технічнихзаходів, дослідницькихробіт та очисткапризабійнихзон від парафіну,піску, солейта продуктівкорозії).
З точки зоруробіт, що виконуються,поточні ремонтиможна поділитина три групи:технічні,відновлювальніта аварійні(рис. 1).
Р 
ис.1 Класифікаціяпоточних підземнихремонтів свердловин
Технологічніремонти – церемонти свердловин,необхідністьяких зумовленаумовами і способамиексплуатаціїсвердловинта технологієюрозробки покладіві родовищ.
Як видно знаведеногорисунка, в складтехнологічнихремонтів включаютьроботи по змініспособу експлуатаціїсвердловин,технічногорежиму їх роботи,попередженнюускладненьі аварій зобладнаннямв свердловинахта ремонти зметою проведеннядосліднихробіт.
Ремонти позаміні способуексплуатаціївключаютьроботи, пов’язанііз спуском тапідйомом обладнаннядля заміниодного способуексплуатаціїна інший, а такождля переведеннявидобувнихсвердловинв нагнітальні,які використовуютьсядля підтриманняпластовоготиску.
До ремонтівпо заміні технічногорежиму роботисвердловинвідносятьсяремонти позміні глибинизануреннямнасосів підрівень рідини,зміни їх типорозмірів,спуску та замініглибиннихштуцерів.
Для попередженняускладненьі аварій зобладнаннямта свердловинамипроводятьсяремонти поспуску, перевірціабо замініпускових ізахисних пристроїв(пускові тагазові якорі,фільтри, пусковіклапани, паркери,і т.д.), перевірціабо замінінасосно-компресорнихтруб і штанг,заміні типорозмірівштанг і труб,очистці підземногообладнаннята вибою свердловинивід парафіну,піску, солейі продуктівкорозії.
До ремонтівпо проведеннюдослідницькихробіт відносятьсяремонти, щопов’язані зпідніманнямтруб або штанг.При цьому можутьпроводитисядослідницькіроботи по контролюрівня відборуглибинних проб,замірюваннюпластовихтисків, вивченнюхарактерувиборки продуктивнихпластів, різнідослідженнянагнітальнихсвердловині т.п.
Відновлювальні– це роботи повідновленнюабо збільшеннюпродуктивностісвердловин.Вони поділяютьсяна ремонти повідновленнюрежиму роботисвердловині ремонти повпливу на привибійнузону свердловин.Для відновленнярежиму роботисвердловинпроводитьсязаміна насосів,а для виконанняробіт по впливуна привибійнузону свердловин– пуско-підіймальніроботи з трубамиі штангами.
Аварійні– це ремонти,що проводятьсяз метою ліквідаціїускладненьі аварії з насоснимиштангами, сальниковимштоком та обв’язкоюустя свердловин.
Капітальнийремонт свердловинмає свої особливості,які зумовленітим, що свердловиниявляють собоюсистему експлуатаційногообладнання– план. Томупідземнийкапітальнийремонт свердловинпов’язанийз роботами повідновленнюпрацездатногостану горизонту,що експлуатуєтьсяі підземноїчастини експлуатаційногообладнання,а також з проведеннямзаходів поохороні надр.
Капітальніремонти свердловиннаправленіна підтриманнядіючого фондусвердловинв працездатномустані, а такожна відновленнядіючих свердловин,тобто нарощуваннядіючого фондусвердловин.
За аналогієюз поточними,капітальніремонти можнаподілити натехнічні,відновлювальніта аварійно-ліквідаційні.
До першоїгрупи відносятьсяремонтно-ізоляційніроботи, перехідна інші горизонтиі приєднанняпластів, переведеннясвердловинна використанняза іншим призначеннямта введенняв експлуатаціюі ремонт нагнітальнихсвердловин.
Група відновлювальнихремонтів включаєобробки призабійнихзон та різнідослідженнясвердловин.
Третя групаохоплює усуненнянегерметичностейексплуатаційнихколон, усуненняаварій, що допущенів процесіексплуатаціїчи ремонту,консерваціїі реконсерваціїта ліквідаціїсвердловин.
Найбільшпоширені прикапітальнихремонтах свердловин– роботи поцементуваннюсвердловин,які проводятьпри всіх видахремонтно- ізоляційнихвидах робіт,при переходіна інші горизонти,при заглибленніта ліквідаціїсвердловин,при проведеннікомплексупідземнихробіт, пов’язанихз бурінням.Значна кількістьробіт представленарізними роботами,що проводятьсяпри ліквідаціїаварій: витягуванняіз свердловиннасосно-компресорнихтруб, які присипаніпіском, цементом,насосних штанг,свердловиннихнасосів, газовихякорів, фільтрів,сталевих каналів,очистки свердловинвід предметіві т.п.
Інші ремонтніроботи пов’язаніз усуненнямпошкодженихобсадних труб,зміною конструкціїсвердловини,боротьбою зкоркоутвореннямвирізкою чивиправленнямобрізів колонта ін.
В залежностівід конкретнихвиробничихумов поточніі капітальніремонти можутьвиконуватирізні спеціалізованіпідрозділи.Це можуть бутицехи поточногоремонту ремонтусвердловин,або цехи поточногоі капітальногоремонту свердловин,що є найбільшпоширеними.
Організаціявиробництваі праці припроведенніремонтів свердловинможе бути різною,але найраціональнішоює така, при якійрізні видиробіт виконуютьспеціалізованіланки або бригади.Це організованаформа організаціїробіт.
В складі цехуі капітальногоремонту свердловинвиділяютьсязвичайно окремідільниці попоточномуремонту ікапітальномуремонту, бригадияких працюютьза безперервнимграфіком в двіабо три зміни.
Окремо організуютьсяпідготовчібригади: бригадаінструментальниківта ремонтно-механічнаслужба.
Бригадаінструментальниківвиконує роботипо ремонтутурбобурів,проводитьбурильні роботи,що виникаютьпри капітальномуремонті свердловин,та виконує іншіроботи, працюючив одну зміну.Підготовчабригада виконуєроботи по підготовцісвердловиндо поточногоі капітальногоремонтів, маєв своєму складіважкомонтажників,що виконуютьмонтажно-демонтажніроботи а такожланку по підніманню,прошивці іобробці свердловин.
Всі підрозділибригади працюютьнайчастішев дві зміни.Ремонтно-механічнаслужба виконуєроботи по ремонтутруб, штанговихнасосів, інструментата дефектоскопіїтруб і обладнання.Працює найчастішев одну зміну.
Крім спеціалізованихцехів поточногоі капітальногоремонтів свердловин,до цих робітзалучаютьсяуправліннятехнічноготранспорту,прокатно-ремонтніцехи по ремонтуексплуатаційногообладнаннята електрообладнанняі електропостачання,а також цехнауково-дослідницькихі виробничихробіт.
2.2.Форми та методиремонту свердловин.
В залежностівід конкретнихумов виробництваорганізаціяремонтних робітможе здійснюватисьв трьох формах:централізовані,децентралізованіта змішані.
При централізованійформі організаціїремонтів всівиди ремонтнихробіт та відновленнязапасних частинпроводятьсяна спеціалізованихремонтнихбазах, спеціалізованихремонтно-механічнихзаводах, центральних ремонтно-механічнихмайстернях,центральнихБВО. При цьомуспеціалізованіремонтні бригадипроводять якремонт, так іміжремонтнеобслуговування.
Централізованаформа організаціїдає можливістькраще організуватиробочі місця,оснастити їхнеобхіднимобладнанням,що забезпечитьпроведенняремонту нависокому технічномурівні. Разомз цим дана формамає два істотнінедоліки. Яклишні затратичасу та грошовихкоштів на доставкуобладнанняна ремонтнубазу і назадта можливістьпроведенняремонтіввисокогабаритногообладнанняв закритихприміщеннях.
При децентралізованійформі організаціїремонтів всівиди ремонтногообслуговування,включаючи івиготовленнянеобхіднихзапасних частин,проводитьсясилами і технічнимизасобами власноїремонтної бази,тобто силамиокремих цехів.
В порівнянніз централізованоюдецентралізованаформа проведенняремонтів маєряд недоліків:необхідністьрозміщенняремонтнихзасобів поокремих об’єктах(майстернях),відсутністькваліфікованогокерівництва,та нормальногоматеріально-технічногопостачання,низький рівенькваліфікаціїремонтнихробітників,низький коефіцієнтвикористанняверстатногопарку та іншогоремонтногообладнання,зниження якостіробіт. Найчастішеїї можна використатипри значнихвіддалях міжпідприємствомта ремонтнимибазами і томутака форма єнайхарактернішоюдля буровихпідприємств,що працюютьв нових абовіддаленихрайонах.
При змішанійформі різнівиди ремонтногообслуговуваннявиконуютьсяпо різному.Капітальніремонти звичайнопроводятьсяна спеціалізованихремонтнихбазах, а технічнеобслуговуванняі поточні ремонти– безпосередньов цехах. Данійформі притаманнівсі недолікидецентралізованоїформи і томувикористовуєтьсяна великих ісередніхпідприємствах,що мають ціннуремонтну базу.Крім того, їїможна використовуватиі в інших підприємствахяк проміжнийваріант припереході доцентралізованоїформи виконанняремонтів.
В залежностівід масштабівробіт, видіввикористованогообладнаннята місцевихумов ремонтобладнанняможе бути виконанийодним з данихметодів: методпісляоглядовогоремонту, методперіодичнихремонтів таметод планово-попереджувальнихремонтів.
Суть післяоглядовогоремонту полягаєв тому, що обладнанняпідлягає періодичнимоглядам, наоснові якихвизначаєтьсятермін і видчерговогоремонту. Періодичністьогляду встановлюєтьсявиходячи зорієнтовнихтермінів службидеталей і вузлівобладнання.
В результатіогляду складаютьсявідомостідефектів, щовключаютьдетальні відомостіпро ступіньзносу, а такожопис виявленихнесправностейі перелік робітпо їх усуненню.Ці дані є основоюдля плануванняобсягів татерміну проведенняремонтнихробіт. Використовуєтьсяцей метод дужерідко, найчастішейого можназустріти приремонті нестандартного,спеціального,нового обладнання,яке до того жвикористовуєтьсяв індивідуальномупорядку.
Основні видиробіт при методіперіодичнихремонтів проводятьсяв точній послідовності.Обсяг і порядокчергових ремонтіввизначаютьсятривалістюслужби зміннихдеталей тавузлів. За строкамислужби деталіта вузла кожноїмашини, кожноговерстата, кожноговиду обладнаннякласифікуються,і в залежностівід середньогоперіоду їхслужби встановлюютьтермін і обсягремонтнихробіт. Конкретнийзміст та строкиробіт пізнішеможуть уточнюватисьна основі оглядівскладенихдефектнихвідомостей.
Цей методнайхарактернішийдля універсальногообладнання,що використовуєтьсяшироко в усіхпідрозділахпідприємства.Це відноситьсядо ремонтунескладногообладнання,простих машин,що працюютьпри змінномурежимі навантаженнята обслуговуютьсянедостатньокваліфікованим експлуатаційнимі ремонтнимперсоналом.
Методпланово-попереджувальнихремонтів базуєтьсяна обов’язковомуперіодичномуплановомуоновленніобладнанняшляхом заміничастини деталейта вузлів незалежновід їх технічногостану. Головнев цьому методі– його профілактичнийхарактер, щодозволяє значноподовжититермін службиобладнання,зберегти високуякість йогороботи, а такожприскореннязатрати напланові ремонти.
Методпланово-попереджувальнихремонтів найкращийдля обладнання,що працює всталому режимі.Його використовуютьтакож при ремонтіобладнання,від безперебійноїроботи якогозалежитьбезперервністьтехнологічнихпроцесів табезпека людей.
Звичайно,на практиціні один методв чистому виглядіне використовується.Так, на Богородчанськомууправлінніпідземногозберіганнягазу використовуютькомбінаціюусіх трьохметодів.
2.3. Показникиефективностіремонту свердловин,методика їхрозрахунку.
Важливимелементоморганізаціїобслуговуванняє оцінка рівнята ефективностіпроведеноїроботи. Дляцієї мети необхідновикористовуватипевну системупоказників.Показникиефективностіремонту свердловинподіляють надві групи: загальніі спеціальні.До загальнихвідносятьсяпоказникиорганізаціїпраці. Середних коефіцієнтвикористанняробітниківза кваліфікацією,коефіцієнтвикористанняробочого часута коефіцієнттрудової дисципліни.
Коефіцієнтвикористанняробітниківза кваліфікацієюхарактеризуєвідповідністьрівня кваліфікаціїробітниківкваліфікаціївиконаних нимиробіт і визначаєтьсяза формулою:
(2.1)деРРБ – середнійкваліфікаційнийрозряд працівників,
РР– середнійрозряд виконанняробіт.
Коефіцієнтвикористанняробочого часухарактеризуєрівень використаннямаксимальноможливогоробочого часу:
(2.2)деТЕ – ефективний,фактичновідпрацьованийчас одним робітникомабо групоюробітниківза даний періодчасу
ТРН– максимальноможливий фондробочого часу.
Коефіцієнттрудової дисциплінихарактеризуєвтрати часу,що мають місцепри порушеннітрудової дисципліни:
(2.3)деtВЗ– внутризміннівтрати часув кратних одиницяхвиміру;
tЦД– цілоденнівтрати робочогочасу;
tЗМ– тривалістьзміни;
ТПЛ– плановий фондробочого часуодного робітникав даному періоді;
ЧДП– кількістьробітників,що допустилипорушеннятрудової дисципліни;
Ч– загальнакількість всіхробітників.
До спеціальнихпоказниківможна віднеститривалістьміжремонтногоперіоду, тривалістьчастоти ремонтів,коефіцієнтплановостіремонтів, коефіцієнтчастоти ремонтів,коефіцієнтвикористанняверстатногопарку в часіі за потужністю.
4.Тривалістьміжремонтногоперіоду характеризуєв узагальненомувигляді якістьпроведенняремонтів, щопроявляєтьсяу збільшенніремонтногоциклу:
(2.4)деТУ – тривалістьфактичногоциклу ремонтуобладнання;
ПР– кількістьремонтів времонтномуциклі;
5.Коефіцієнтплановостіремонтногообслуговуванняхарактеризуєрівень додержанняграфікупланово-попереджувальнихремонтів:
(2.5)деПД – кількістьремонтів різнихвидів, що проведеніз додержаннямпланових термінів;
ПРП– загальнапланова кількістьусіх видівремонтів.
6.Коефіцієнтчастоти ремонтівпоказує кількістьремонтів, щов середньомуприпадаютьна одиницюобладнанняза даний періодчасу:
(2.6)деПРЗ – загальнакількістьремонтів, щопроведена вданому періодіпо видах обладнання;
ПО– кількістьодиниць обладнання(фонд свердловин).
7.Коефіцієнтвикористанняверстатногопарку ремонтноїбази за часомхарактеризуєрівень екстенсивногойого використання:
(2.7)деТФ – фактичнийчас роботиобладнанняза даний періодчасу;
ТП– плановийефективнийфонд часу роботи;
Розділ3. Аналіз ефективностіорганізаціїремонту свердловин.
3.1Динаміка основнихтехніко-економічнихпоказниківдіяльностіБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу.
Ефективністьдіяльностібудь-якогопідприємствахарактеризуєтьсясистемою показників,які відображаютьйого предметпраці, рівеньвикористаннязасобів праціта результатидіяльності.Для аналізудіяльностіБогородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу взято такіпоказники, яксередньо-списковачисельністьпрацівників,балансовавартість основнихфондів, видобутокгазу та закачкагазу. Рівеньцих показниківза останні трироки наведенийу таблиці 3.1
Основні ТЕПБУПЗГ
| Показники | Роки | |||||
| 1996 | % | 1997 | % | 1998 | % | |
| Балансовавартість ОФ,тис. грн | 97003 | 100 | 96757 | 99,74 | 111627 | 115,07 |
| ССЧ,чол | 325 | 100 | 350 | 107,69 | 354 | 108,92 |
Видобутокгазу, тис. м3 | 260000 | 100 | 226000 | 86,92 | 255101 | 98,11 |
Закачкагазу, тис. м3 | 1920450 | 100 | 1284800 | 66,9 | 1909397 | 99,42 |
Таблиця 3.1
Для характеристикиі аналізу динамікивиробництвавикористовуютьпоказникиабсолютногоприросту, темпуросту і темпиприросту, абсолютнезначення 1% приросту.
2. Абсолютнийприріст
-
базовий:
АБ= АІ - АІТ -
ланцюговий:
АП= АІ - АІЛ
3. Темпи зростання:
; 
3. Темпи приросту
; 
4. Абсолютнезначення 1% приросту
Результатирозрахунку цих показниківзаписані втаблиці 3.2
| Роки | Абсолютнийприріст | Темпизростання | Темпиприросту | АбсолютнеЗначення 1% | ||||||
| базисний | ланцюговий | базисний | ланцюговий | базисний | ланцюговий | |||||
| Балансовавартість ОФ | ||||||||||
| 1996 | -246 | -246 | 100 | 100 | - | - | - | |||
| 1997 | -247 | -246 | 99,74 | 99,74 | -0,26 | -0,26 | 946,15 | |||
| 1998 | 14624 | 14870 | 115 | 115,3 | 15 | 15,3 | 974,43 | |||
| Середньо-списковачисельність | ||||||||||
| 1996 | - | - | 100 | 100 | - | - | - | |||
| 1997 | 25 | 25 | 107 | 107 | 7 | 7 | 3,57 | |||
| 1998 | 29 | 4 | 109 | 101 | 9 | 1 | 3,22 | |||
| Видобутокгазу | ||||||||||
| 1996 | - | - | 100 | 100 | - | - | - | |||
| 1997 | -34000 | -34000 | 86,92 | 86,92 | -13,08 | -13,08 | 2599,38 | |||
| 1998 | -4899 | 19101 | 98,11 | 112,87 | -1,89 | 12,87 | 2592,06 | |||
| Закачкагазу | ||||||||||
| 1996 | - | - | 100 | 100 | - | - | - | |||
| 1997 | -635650 | -635650 | 66,9 | 66,9 | -33,01 | -33,01 | 19256,3 | |||
| 1998 | -11053 | 624597 | 99,4 | 148,61 | -0,6 | 48,61 | 18421,7 | |||
Аналізуючинаведені даніможна зробитивисновок простабільнуроботу Богородчанськогоуправлінняпідземногозберіганнягазу на протязіостанніх трьохроків. Спостерігаєтьсяспад спад у1997 році. Скороченнявидобутку тазакачки газувідповіднона 13,1% та 33,1% зумовленевідсутністюдостатньоїкількостіобігових коштівта зниженняоб’ємів перекачуваньгазу Богородчанськимуправлінняммагістральнихгазопроводів.Зниження балансовоївартості основнихфондів на 0,26%відбулася зарахунок амортизаціїа не через реальнізниження їхнаявної місткості.
При цьому напідприємствізростає чисельністьпрацівниківна 7,7%. Діяльністьпідприємствана протязі 1998року дала хорошірезультати.Спостерігаєтьсязріст кожногоз показників.Так, балансовавартість основнихфондів, зрослана протязі 1998року у порівнянніз 1997 роком на 15,3%, чисельністьпрацівниківна 1%, видобутокгазу на 12,87% і закачкагазу на 48, 61%. Рістсередньо-списковоїчисельностіна протязі1997-98 рр відбувсяв основномуза рахунокрозширенняпідсобногогосподарства,та початкуфункціонуванняпродовольчогомагазину у смт.Богородчанах.Станом на кінець1997 року основніфонди підприємствабули зниженіна 51, 8 %, а виробничіОФ – на 67,9%. Томубуло прийняторішення провідновленнянайбільш значнихОФ у 1998 році. Зцією метою булопридбано новийкотел-пароутворювачКТ-Д7215 для котельні.Цим пояснюєтьсязріст балансовоївартості у 1998р. У зв’язку зпокращеннямфінансовогостану підприємствау 1998 р та збільшеннямБогородчанськимуправлінняммагістральнихгазопроводівоб’єктівперекачуваннягазу зросливидобуток ізакачка газумайже до рівня1996 р.
Взагалі можназробити висновокпро успішнуроботу підприємствана протязіостанніх трьохроків. Про цеговорять збільшенняоб’ємів закачкита видобуткугазу, розширенняштату підприємства.
3.2 Аналізобсягів робітта витрат покапітальнихі підземнихремонтах свердловин.
Для аналізуобсягів робітта витрат необхіднідані, які занесеніу таблицях3.2.1 та 3.2.2
Види виконанняпідземнихремонтів (таблиця3.2.1)
| Середнятривалістьремонту, год. | Середнявартість ремонту,грн. | |||||||||
| 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | |
| 1.Ліквідаціяобриву тавідкручуванняштанг | 72,2 | 67,5 | -6,5 | 76,8 | 1,08 | 110,57 | 250,2 | 6,16 | 49,61 | 22,3 |
| 2.Ліквідаціяобриву НКТ | 113,3 | 128,2 | 13,1 | 118,6 | 1,04 | 63,14 | 475,2 | 745 | 76,67 | 20,2 |
| 3.Ліквідаціянесиметричностіліфта | 79,8 | 56 | -29,8 | 22,4 | -71,9 | 44,85 | 207,6 | 463 | 14,47 | -67,7 |
| 4.Підготовкаі проведенняОТЗ | 111,6 | - | - | - | - | 53,72 | - | - | - | - |
| 5.Дослідженнясв-н | 75,4 | 68,8 | -8,6 | 80,1 | 1,06 | 42,54 | 255,04 | 599 | 51,74 | 21,6 |
| 6.Промивка вибоюсв-ни | 68,9 | - | - | 38,9 | -43,5 | 38,72 | - | - | 25,13 | -35,1 |
| 7.Зміна глибинипідвіски НКТсвердловинногообладнання | 43,4 | 38,3 | -11,7 | 44,2 | 1,84 | 24,39 | 141,9 | 48,1 | 28,55 | 17,05 |
| 8.ДепрофілізаціяНКТ | 62,4 | 66,4 | 6,4 | - | - | 37,05 | 246,14 | 60,1 | - | - |
| 9.Заміна підсмінногообладнання(паркера) | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 10.Промивка пробки | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 11.Інші ремонти | - | - | - | 125 | - | - | - | - | 76,79 | - |
Основні показникипідземногоремонту свердловин(таблиця 3.2.2)
| Показники | Роки | ||||
| 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | |
| 1.Кількістьвиконанихремонтів | 796 | 792 | -0,5 | 765 | -3,8 |
| 2.Кількістьпрацівників | 413 | 406 | -1,7 | 413 | - |
| 3.Кількістьремонтів на1-го робітника | 1,93 | 1,95 | 1,03 | 1,85 | -4,1 |
| 4.Вартість всіхзакінченихремонтів | 3349508 | 2264328 | -32,3 | 3776040 | 12,7 |
| 5.Середня вартість1-го зак. ремонту | 4208 | 2859 | -32 | -3987 | -5,3 |
Види виконаннякапітальнихремонтів (таблиця3.2.3)
| Середнятривалістьремонту, год. | Середнявартість ремонту,грн. | |||||||||
| 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | |
| 1.Ліквідаціяпорушенняексплуатац.колони | 70,7 | 72,4 | 2,4 | 74,8 | 5,8 | 402 | 400,8 | -0,49 | 450,3 | 12,4 |
| 2.Ловильні роботи | 30,7 | 31,2 | 1,6 | 32,9 | 7,2 | 258,8 | 243,2 | -6,03 | 261,8 | 1,2 |
| 3.Ліквідаціясвер-н | 14,9 | 12,6 | -15,9 | 10,8 | 27,5 | 244,7 | 236,8 | -3,2 | 220,4 | -9,9 |
| 4.Гідравлічнірозриви продуктивнихпластів | 24,3 | 27,1 | 11,5 | 26,5 | 9,05 | 263,5 | 250,7 | -4,8 | 240,4 | -8,8 |
| 5.Кислотні обробкипривибійнихзон свердловин 5.1солянокислі 5.2термокислі | 13,6 | 14,8 | 8,8 | 12,8 | -5,8 | 102,6 | 104,2 | 1,5 | 102,8 | 0,2 |
| 12,7 | 13,4 | 5,5 | 13,6 | 7,1 | 111,5 | 110,3 | 0,9 | 109,5 | -1,8 | |
| 12 | 9 | -25 | 12,4 | 3,3 | 69,2 | 64,8 | 6,4 | 66,1 | -415 | |
| 6.Обробка свер-нПАР | 15,7 | 13,2 | -15,9 | 18,2 | 15,9 | 113,4 | 110,2 | -2,8 | 112,7 | -0,6 |
| 7.Прострілипродуктивнихгоризонтів | 27,3 | 24,1 | -11,7 | 25,4 | -6,9 | 307,3 | 300,4 | -2,24 | 312,5 | 104 |
| 8.Ізоляція припливупластовоїкори а)магнієм б)цементом залюмінієвоюпудрою в)полівініловимспиртом | 14,9 | 12,6 | -15,4 | 13,8 | -7,4 | 120,4 | -10,5 | 119,8 | -0,5 | |
| 16 | 14,5 | -9,4 | 18,3 | 14,4 | 320,1 | 318,4 | -0,5 | 320,9 | 0,2 | |
| 1 | 1 | - | 2 | 100 | 84,3 | 83,8 | -0,6 | 87,2 | 3,44 | |
| 9.Введення новихсвер-н з ліквідованогофонду та бездіючогофонду | 2 | 3 | 50 | 2 | - | 158,2 | 142,7 | -9,8 | 150,7 | -4,7 |
| 10.Прошивка вибоюсвердловини | 2 | 2 | - | 2 | - | 136 | 129,5 | -4,7 | 132,9 | -2,3 |
Основні показникикапітальногоремонту свердловин(таблиця 3.2.4)
| Показники | Роки | ||||
| 1996 | 1997 | %до1996 | 1998 | %до1996 | |
| 1.Кількістьвиконанихремонтів | 71 | 65 | -8,4 | 65 | -8,4 |
| 2.Кількістьпрацівників | 300 | 300 | - | 282 | -6 |
| 3.Кількістьремонтів на1-го робітника | 0,24 | 0,22 | -8,3 | 0,23 | -4,1 |
| 4.Вартість всіхзакінченихремонтів | 1608860 | 1294800 | -19,5 | 2230745 | 38,6 |
| 5.середня вартість1-го закінченогоремонту | 22660 | 12920 | -42,9 | 34315 | 51,4 |
З наведенихпоказниківпідземногоремонту свердловинбачимо, що кількістьпідземнихремонтів у 1995знизилася на0,5% і у 1998 році – на3,8% у порівнянніз 1994. Це пов’язаноіз зниженнямексплуатаційногофонду свердловин.Найбільшепроведенопідземнихремонтів, пов’язанихіз ліквідаціямиобривів тавідкручуваннямштанг, обривівНКТ, ліквідацієюнегерметичностейліфта, а такождослідженнямсвердловин.
Кількістьпроведенихкапітальнихремонтів напротязі 1994 – 1996рр в середньомускладає 67 ремонтів,що є значноменше від середньоїкількостіпідземнихремонтів, якастановить 784ремонти. Цепов’язано зтим, що всі ремонтисвердловинпроводятьсясилами бригадпідземногоремонту. Цевикликане тим,що вартістьпроведеннякапітальногоремонту свердловинє дуже високою.Проаналізувавширівні вартостікапітальнихремонтів заостанні трироки бачимо,що у 1997 році вартістькапремонтузменшиласьна 42,9%, а у 1998 роцізросла на 51,4%. Авартість підземногоремонту зменшиласьу 1997 році на 32% іу 1998 році на 5,3% упорівнянніз 1994 роком. Витратина ремонт свердловинзалежать відстану фондусвердловин,трудомісткостіі якості ремонту,технічногорівня і організаціїробіт. Такожвелику рольвідіграютьгеологічніфактори, такіяк глибинапідвіскинасосно-компресорнихтруб, досконалістьтехніки і технології,кваліфікаціїкадрів, матеріально-технічногозабезпечення.
Так як витратина ремонт свердловинвпливають насобівартістьпродукції, тоодин із резервівпідвищенняефективностіремонту є зниженняйого вартості.
Зниження вартостіможна досягтиза рахуноквизначенняі виділеннякоштів і засобівна капітальнийремонт свердловиніз врахуваннямтермінів їхексплуатації,регламентуваннявтрат шляхомвстановленняпараметріввитрат на ремонтсвердловин,встановленняоптимальноїкількостіремонтнихбригад, забезпеченнявпровадженняпередовоїтехніки і технологіїпроведенняремонту свердловинта інше.
3.3 Аналізвикористаннякалендарногочасу та структуриремонтногоциклу.
Баланси календарногочасу бригадпідземногота капітальногоремонту свердловиннаведено втаблицях: 3.3.1 та3.3.2
Баланс календарногочасу роботибригади капітальногоремонту свердловин.
(таблиця 3.3.1)
| Роки | ||||||
| 1996 | % | 1997 | % | 1998 | % | |
| Відробленогодин, всього в т. ч. продуктивнийчас з них глушіння переїзд | 37823 | 36731 | 33202 | |||
| 32215 | 82,5 | 32027 | 87,2 | 29135 | 87,8 | |
| 1557 | 4,8 | 1672 | 5,2 | 1946 | 6,8 | |
| 974 | 3 | 941 | 2,9 | 983 | 3,3 | |
| Підготовчо-заключніроботи | 2285 | 7,1 | 1994 | 6,2 | 2343 | 8,0 |
| Безпосередньоремонти | 27399 | 85,1 | 27420 | 85,7 | 23863 | 81,9 |
| в т. ч. непродуктивнийчас | 5608 | 14,8 | 4704 | 12,8 | 4067 | 12,2 |
| з них простої | 5608 | 14,8 | 4704 | 12,8 | 4067 | 12,2 |
| в т. ч. по причині несправностіпідйомників | 713 | 12,7 | 1677 | 35,7 | 2843 | 69,9 |
| Роботине зв’язаніз ремонтомсвердловин | 4895 | 87,3 | 3027 | 64,3 | 1224 | 30,1 |
Баланс календарногочасу роботибригади підземногоремонту свердловин
(таблиця 3.3.2)
| Роки | ||||||
| 1996 | % | 1997 | % | 1998 | % | |
| Відробленогодин, всього в т. ч. продуктивнийчас з них глушіння переїзд | 59631 | 59005 | 58471 | |||
| 56094 | 94,1 | 55326 | 93,8 | 53413 | 91,3 | |
| 4614 | 8,2 | 4806 | 8,7 | 4796 | 9 | |
| 1850 | 3,3 | 2039 | 3,7 | 2087 | 3,9 | |
| Підготовчо-заключніроботи | 6968 | 12,4 | 6386 | 11,5 | 6877 | 12,9 |
| Безпосередньоремонти | 42662 | 76,1 | 42113 | 76,1 | 39653 | 74,2 |
| в т. ч. непродуктивнийчас | 3537 | 5,9 | 3679 | 6,2 | 5058 | 8,7 |
| з них простої | 3537 | 5,9 | 3679 | 6,2 | 5058 | 8,7 |
| в т. ч. по причині несправностіпідйомників | 3037 | 85,9 | 2112 | 57,4 | 3777 | 74,7 |
| Роботине зв’язаніз ремонтомсвердловин | - | - | - | - | - | - |
З наведенихданих видно,що відпрацьованийчас роботибригади підземногоремонту свердловинна протязі1996-1998 рр. постійнозменшується.Так, у 1996 році вінстановив 59631 год.,а у 1998 році – 35202 год.Бачимо, що більшучастину продуктивногочасу як припідземних такі при капітальнихремонтах свердловинзаймає безпосередньоремонт, багатопродуктивногочасу займаютьпідготовчо-закінчуючіроботи. Припідземномуремонті свердловинспостерігаєтьсязростаннянепродуктивногочасу. На протязі1996-1998 рр., зростаннястановило упроцентномувідношенні2,8 %. В цей же часнепродуктивнийчас бригадикапітальногоремонту свердловинна протязіостанніх трьохроків зменшивсяна 2,6 %. Простоїбригади підземногоремонту свердловинпов’язані восновному ізнесправністюпідйомника,а бригадикапітальногоремонту свердловин– із роботами,що непов’язаніз ремонтомсвердловин.
Судячи з балансукалендарногочасу роботибригад капітальногота підземногоремонту свердловинпростої залишаютьсяпроблемою дляуправління.Причинамипростоїв приремонтах є:
старіння фондуі обводненнясвердловин;
недостатнязабезпеченістьбригад спеціальноютехнікою;
недостатнякількістьремонтнихбригад та бригадпо підготовцісвердловиндо ремонту.
Значну частинузагальногочасу ремонтусвердловинскладає час,який затрачаєтьсяспуско-підіймальніоперації. Длязменшеннятривалостіцих робіт необхідначітка і налагодженаробота членівбригади, правильнийрозподіл міжними обов’язків,застосуванняпередовихметодів роботи.
3.4 Аналізрівня організаціївиробництвата праці приремонті свердловин.
Аналіз рівняорганізаціївиробництвата праці приремонті свердловинпроводитьсяза методикою,яка висвітленав п 2.3. Там наведенийхід розрахункупоказників,за допомогоюяких можнапроаналізуватирівень організаціївиробництвата праці приремонті свердловин.Вихідні данідля розрахункуцих показниківзанесені втаблицю 3.4.1.
Вхідні дані(таблиця 3.4.1.)
| 1996 | 1997 | 1998 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
1.сер. кваліфікаційнийрозряд робітників,РРАБ | 4,5 | 4,5 | 4,5 |
2.сер. розрядвиконуванихробіт РР | 4,7 | 4,7 | 4,7 |
3.ефективнийфактичновідпрацьованийчас однимробітникомабо групоюробітниківза даний періодчасу, ТЕ | 212428 | 200425 | 159328 |
4.максимальноможливий фондробочого часуза даний період,ТРН | 328425 | 331284 | 352853 |
5. Внутрішнівитрати часу,tВЗ | 9 | 7 | 7 |
6.цілоденнізатрати робочогочасу, tЦД | 28 | 26 | 26 |
7. тривалістьзміни, tЗМ | 8 | 8 | 8 |
8. плановий фондробочого часу одного робітника в даному періоді, ТПЛ | 1820,4 | 1942,5 | 1981,6 |
9.кількістьробітників,що допустилипорушеннятрудовоїдисципліни,ЧДП | 2 | 2 | 2 |
| 10.загальна кількістьробітників,Ч | 325 | 350 | 354 |
11.тривалістьфактичногоциклу роботиобладнання,ТЦ | 104218 | 102849 | 101246 |
12.кількістьремонті времонтномуциклі, ПР | 238 | 251 | 268 |
13.кількістьпідземнихремонтів, щопроходили здодержаннямпланових термінів,ПД | 240 | 254 | 278 |
14. загальна плановакількістьвсіх видівремонтів, ПРП | 290 | 320 | 328 |
15.загальна кількістьремонтів, щопроведена вданому періодіпо видах обладнання,ПРЗ | 1356 | 1264 | 1208 |
16.фонд свердловин,ПО | 158 | 158 | 158 |
17.фактичнийчас роботиобладнанняза даний періодчасу, ТФ | 28542 | 30426 | 32843 |
18.плановийефективнийфонд часу роботиза той же період, ТП | 30674 | 32846 | 34569 |
Результатирозрахунківзанесено втаблицю 3.4.2
Показники рівняорганізаціївиробництвата праці приремонті свердловин(таблиця 3.4.2.)
| 1996 | 1997 | 1998 | |
| 1.Коефіцієнтвикористанняробітниківза кваліфікацією | 0,96 | 0,96 | 0,96 |
| 2.коефіцієнтвикористанняробочого часу | 0,65 | 0,60 | 0,45 |
| 3.Коефіцієнттрудовоїдисципліни | 0,68 | 0,75 | 0,76 |
| 4.Тривалістьміжремонтногоперіоду | 438 | 409 | 378 |
| 5.Коефіцієнтплановостіремонтногообслуговування | 0,83 | 0,79 | 0,85 |
| 6.Коефіцієнтчастоти ремонтів | 8,5 | 8 | 7,6 |
| 7.Коефіцієнтвикористанняверстатногопарку ремонтноїбази за часом | 0,93 | 0,92 | 0,95 |
Наведені вищерозрахунковіпоказникивідображаютьрівень організаціївиробництвата праці приремонтах свердловин.Так, коефіцієнтвикористанняробітниківза кваліфікацієюна протязіостанніх трьохроків становить0,96. Цей показникхарактеризуєвідповідністьрівня кваліфікаціїробітниківта кваліфікаціївиконуванихробіт.
Розраховановеличина даногопоказникасвідчить проте, що цех ремонтусвердловинпотребує більшкваліфікованихремонтників,щоб їх кваліфікаціявідповідалакваліфікаціївиконуванихними робіт.Коефіцієнтвикористанняробочого часуна протязі1996-1998 рр. постійнозменшується.
З 1996 по 1998 рік вінзменшився на0,2%. Це говоритьпро те, що максимальноможливий робочийчас використовуєтьсянеповністю,а точніше –наполовину.
У 1996 році коефіцієнттрудової дисциплінистановив 0,68, ау 1998 році – 0,76. Тривалістьміжремонтногоперіоду у 1996 роцістановила 438год., а у 1998 році– 378 год. Цей спадговорить проте, що на підприємствіпотрібно провестизаходи, якімогли б покращитиякість ремонтнихробіт й збільшитишвидкістьвиконанняремонтів, щопривело б дозбільшенняміжремонтногоперіоду. Середнєзначення коефіцієнтаплановостіремонтногообслуговуванняна протязі1996-1998 рр. становить0,82, що говоритьпро те, що напідприємствібільш-меншдотримуютьсяграфікупланово-попереджувальнихремонтів. Бачимо,що коефіцієнтчастоти ремонтівдосить високий– 8,03 в середньомупо трьох останніхроках. Це означає,що на однусвердловинуприпадає доситьвелика кількістьремонтів. Цяситуація зумовленастаріннямексплуатаційногофонду свердловин.Середнє значеннякоефіцієнтувикористанняверстатногопарку в середньомустановить 0,93,що свідчитьпри високуекстенсивністьйого використання.
Отже, судячиз розрахованихпоказників,можна сказати,що на підприємствіпотрібно провестиряд заходів,які б покращилиякість ремонту,призвели б дозбільшенняміжремонтногоперіоду, скоротилиб втрати часучерез порушеннядисципліни.Крім того вартозвернути увагу,щоб раціональнішевикористовуватиробочий час.
Ще хочу спинитисяна характеристицітаких загальнихпоказниківяк принциппрямоточностіта принциппаралельності.
Принцип прямоточностіпередбачає,що всі предметипраці в процесіїх обробкиповинні проходитияк найкоротшийшлях по всіхопераціяхпроцесу. Додержанняпринципузабезпечуєтьсяраціональнимрозміщеннямробочих місцьна всіх операціяхпроцесу, щобмаксимальноскоротити частранспортнихоперацій.
Коефіцієнтпрямоточності:
ТТР – тривалістьтранспортнихоперацій
ТЦ – тривалістьциклу
Принцип ритмічностіполягає в тому,що випуск продукціїв різних проміжкахчасу здійснюєтьсяв однаковихрозмірах
Коефіцієнтритмічності:
ВСРЗ – фактичновиконані роботи
ВП – плановіроботи
Принцип паралельностіпередбачаєодночасне(паралельне)використанняокремих операційв часі. Має особливезначення увипадку, коливідпускаєтьсяскладна продукціячи виконуютьсяскладні роботиі послідовневиконання всіхскладовихпривело б дозначного збільшеннявиробничогоциклу. Паралельністьвиконанняоперацій досягаєтьсяна практиціза рахунокраціональногорозчленуваннявиробничогопроцесу наскладові частиниоперацій івиконання їходночасно.
Коефіцієнтпаралельності
де ТЦ – тривалістьциклу.
Вхідні данідля розрахункузагальнихпоказниківзанесено втаблицю 3.4.3
Вхідні дані(таблиця 3.4.3)
| Показники | Роки | ||
| 1996 | 1997 | 1998 | |
1.Тривалістьтранспортнихоперацій,год.,ТТР | 974 | 941 | 983 |
2.Тривалістьциклу, год.,ТЦ | 37823 | 36731 | 33202 |
3.Фактично виконаніроботи, ВФ | 71 | 65 | 65 |
| 4.Планові роботи,ВП (к-ть ремонтів) | 73 4895 | 66 3027 | 67 1224 |
Результатирозрахунківзанесено втаблицю 3.4.4
Загальні показникиорганізаціївиробництвапри ремонтісвердловин(таблиця 3.4.4)
| Показники | Роки | ||
| 1996 | 1997 | 1998 | |
Коефіцієнтпрямоточності,КПР | 0,974 | 0,974 | 0,970 |
Коефіцієнтритмічності,КР | 0,972 | 0,984 | 0,970 |
Коефіцієнтпаралельності,КПАР | 0,12 | 0,08 | 0,04 |
З розрахованихзагальнихпоказниківвидно, що прямоточністьвиконання робітзабезпеченона високомурівні, на протязітрьох роківрівень коефіцієнтастановить 0,97.Це говоритьпро те, що напідприємствіраціональнорозміщеніробочі місцяі час транспортнихоперацій скороченийдо достатньогорівня.
На високомурівні тримаєтьсяі коефіцієнтритмічності,він становитьв середньому0,98. Це говоритьпро те, що роботив різних проміжкахчасу виконуютьсяв однаковихрозмірах, атакож про те,що фактичновиконані роботимайже відповідаютьзапланованим.
Не вдаєтьсялише забезпечитиналежного рівнякоефіцієнтапаралельності.Його значеннядосі низькеі в середньомуна протязітрьох останніхроків становить0,08. Тобто процесремонтних робітне вдаєтьсярозчленуватина окремі складовічастини дляодночасногоїх виконаннячерез строгупослідовністьвиконанняоперацій приздійсненніремонтів.
Розділ4. Заходи поудосконаленнюорганізаціїремонту свердловин.
4.1Впровадження модернізованогостанка А-50м дляприскореннявиконанняремонтнихробіт.
АгрегатА-50 призначенийдля виконаннянаступнихробіт: розбурюванняцементноїпробки в трубахдіаметром 5-6’’і зв’язані зцим процесомоперації (спускі підйомнасосно-компресорнихтруб, промивкасвердловині т.д.), встановленняфонтанноїарматури, ремонті ліквідаціяаварій.
Всі механізмиагрегату завиняткомпромивальногонасоса, монтуютьсяна шассі автомобіляКРАЗ-257 вантажопідйомністю50 тон. Привідмеханізмів– ходовий двигунавтомобіляКРАЗ-257 потужністю210 к. с. при 2100 об/хв.
Габаритнірозміри агрегатув транспортномуположенні12460х4160х2650 мм. Вагатранспортування– 22100 кг., вага всьогостанка – 30603 кг.
При капітальнихремонтах свердловинна Богородчанськомугазосховищівикористовуютьстанок А-50. Вагомудолю тривалостікапітальногоремонту свердловинзанімає часна монтаж ідемонтаж станка,здійсненняспуско-підйомнихоперацій. Скоротитизатрати часуна використанняцих операційдозволяє модернізаціястанка А-50, якаполягає увстановленнідвох додатковихгідромоторів,використаннігідродомкратівна зміну гвинтовимдомкратам(використовуютьсядля центруваннявишки), а такожгідрозкріплювача(проводитьсярозкручуванняі закручуваннярізьбовихз’єднань трубі перехідників).При чому, привикористаннімодернізованогостанка А-50м вдаєтьсяприскоритимонтаж та демонтажна 9,3%, а спуско-підйомніоперації на15%.
Показникидля розрахункуефективностівикористаннястанка А-50м
-
Показники А-50 А-50м Тривалістьмонтажу станка,хв.
210 192 Тривалістьдемонтажустанка, хв. 153 140 Тривалістьспуско-підіймальнихоперацій 456 388 Капітальнівкладенняна проведеннязаходу, грн. - 1000 Вартість1-го закінченогоремонту 34315 30216 Середнякількістьремонтів,виконанихбригадоюкапремонтув рік - 70
Визначаємовеличину, наяку скорочуєтьсятривалістьмонтажу станка
ТМ2* 210 * 210 * 0,93=192 хв.;
ТМ=210-192=18хв.Визначаємовеличину, наяку скорочуєтьсятривалістьдемонтажустанка
ТМ2153 * 153 * 0,93=140 хв.;
ТМ=153-140=13хв.Визначаємочас на спуско-підіймальніоперації післявпровадженнязаходу
ТСПО= 456-0,15*456 = 388 хв.
Визначаємоекономічнуефективністьвід впровадженнязаходу
ВО,ВІ– вартість 1-гозакінченогоремонту відповіднодо і післявпровадженнязаходу, грн.
К – капітальнівкладення напроведеннязаходу, грн.
П – середнякількістьремонтів, виконанихбригадою капремонтув рік
грн.Як бачимо,впровадженнямодернізованогостанка А-50м привелодо зменшенняексплуатаційнихвитрат на 286,93 грн.Крім тогоспостерігаєтьсязначний впливна тривалість міжремонтногоперіоду. Розрахуємойого величинудо впровадженнязаходу і після:
За 1998 рік тривалістьфактичногоциклу робітобладнання(по одній свердловині)становила:
ТД= 117 діб * 24 год. = 2810 год.
Середнякількістьремонтів становить12
ТМРП=
=234год.Післявпровадженнястанка А-50м ТЦ=152доби * 24 год.=364 год.ПР=10
ТМРП=
=364,8год.Як бачимо,тривалістьміжремонтногоперіоду збільшилась
рази.Це говоритьпро доцільністьвикористаннямодернізованогостанкаА-50м для ремонтусвердловин.Обробкапривибійноїзони поверхневоюактивною речовиноюз метою покращенняроботи свердловини.
Приосвоєнні свердловинипроводять їїпродувку зметою очищенняпласта. Припроведенніоднієї продувкивитрачаєтьсяблизько 30-40 тис.м3газу. Щоб добитисяналежних результатівпроводять 5-6продувок, відповідновитрачаєтьсявелика кількістьгазу. Впровадженняобробки привибійноїзони свердловинисавеноломдозволяє скоротитикількістьпродувок до2-3. Перед тим як відобразитиефективністьвпровадженнятакого заходу,варто відмітитищо вартість1 м3газу становить320 грн., середнятривалістьпродувки однієїсвердловини– 2 год.
При однійпродувці витрачаєтьсягазу на 320*30=9600 грн.Вартість обробкисавенолом –280 грн.
Розрахуємоекономічнуефективністьвід впровадженнязаходу за
формулою
;Де ВОта ВІ– це вартістьвитраченогогазу відповіднодо і післявпровадженнязаходу, грн., К– капіталовкладеннядля впровадженнязаходу, грн.
грн.;ВО=9600*6=57600грн., ВІ=9600*3=28800грн.Крім тогов результатіобробки привибійноїзони савеноломвтрати зменшуютьсябільш як у 2 рази,тобто на 29600 грн.Захід значноприскорюєосвоєння пласта,так як час, щовтрачаєтьсяна продувкусвердловинискорочуєтьсяна 360 хв.
Крім тоговарто відмітити,що обробкапривибійноїзони савеноломзначно зменшуєкількістьремонтів, щомають місцепри освоєнніпласта.
Кількістьпроведенихремонтів приосвоєнні пласта(таблиця 4.2.1)
| № п/п | № сверд-ловини | Кількістьпроведенихремонтів | Зменшення к-сті ремонтіву порівнянніз 1996 роком | |||
| 1996 | 1997 | 1998 | 1997 | 1998 | ||
| 1 | 104 – СП | 6 | 4 | 3 | 2 | 1 |
| 2 | 55 - СП | 4 | 2 | 2 | 2 | - |
| 3 | 57 – СП | - | - | - | - | - |
| 4 | 5 – СП | 4 | 1 | 1 | 3 | - |
| 5 | 6 – ПД | 1 | - | - | 1 | - |
| 6 | 101 - СТР | 5 | 3 | 2 | 2 | 1 |
| 7 | 59 – Д | 2 | 1 | - | 1 | - |
| 8 | 4 – СП | 6 | 5 | 3 | 1 | - |
| 9 | 60 - СП | 1 | - | - | 1 | - |
| Всього | 29 | 16 | 12 | 13 | 4 | |
Визначимо,як змінивсякоефіцієнтчастоти ремонтівпо 9-ти свердловинах,привибійнузону яких обробилисавенолом;
,де ПРЗ– загальнакількістьремонтів, ПО– кількістьодиниць обладнання.
Отжеу 1996 р.: КЧР=
=3,2; у 1997 р.: КЧР= 
=1,8; у 1998 р.: КЧР= 
=1,3Тепер подивимося,як змінитьсякоефіцієнтчастоти ремонтіввирахуванийдо загальногофонду свердловин(дані з таблиці3.4.1 та 4.2.1). за 1997 р. Загальнакількістьремонтів становила1264. На 9-ти свердловинахпісля впровадженнязаходу кількістьремонтів з 29стала 16. Такимчином безвпровадженнязаходу кількістьремонтів становилаб 1264+(29-16)=1277; КЧР=
=8,08,а у 1998 році 1208+(29-12)=1225,а КЧР= 
=7,75.Отже, коефіцієнтчастоти ремонтівпісля обробкипривибійноїзони свердловинсавенолом у1997 році зменшивсяу 8,08 разів, а у1998 році – у 7,75 разів.