Организация работ и экономическое обоснование эффективности методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при эксплуатации скважин, оборудованных Штанговыми скважинными насосными установками.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Организация работ и экономическое обоснование эффективности методов борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ



Содержание

Введение

1. Общий раздел

1.1 Назначение применения борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть"

1.2 Производственная структура ЦДНГ № 4

1.3 Технико - экономические показатели ЦДНГ-4 их анализ

2. Организационный раздел

2.1 Сущность технологии

2.2 Организация труда ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

2.2.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

3. Экономический раздел

3.1 Расчёт показателей деятельности подразделения, их анализ

3.2 Расчет сметы затрат

3.3 Расчет экономической эффективности борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть"

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Курсовой проект по дисциплине "Экономика отрасли" является самостоятельной работой студентов, направленной на решение конкретных задач в области экономики и организации производства. Выполнение проекта служит комплексной проверкой теоретических знаний и практических навыков, полученных студентами в процессе обучения, развивает познавательную активность и самостоятельность, повышает интерес к специальности, способствует формированию профессиональной компетентности, позволяет приобрести навыки работы с нормативной, технической, справочной литературой и другими информационными источниками. Работа над проектом позволяет применить полученные знания и умения на практике, способствует развитию быстрой адаптации студентов к условиям производства.

Тема курсовой работы - Организация работ и экономическое обоснование эффективности методов борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть".

Актуальность проблемы исследования

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые

отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

При написание курсовой работы мною была поставлена цель -изучить организацию работ и дать экономическое обоснование эффективности методов борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть".

В соответствии с целью были поставлены следующие задачи:

- в общем разделе, рассмотреть сущность применяемой технологии, производственная структура цеха и анализ технико - экономических показателей данного цеха.;

- в организационном разделе, изучить сущность технологии, организацию труда и места бригады цеха, ее численно - квалификационный состав и положение о заработной плате;

- в экономическом разделе ,произвести расчет сметы затрат, расчет экономической эффективности технологии, а также основных показателей цеха, и их анализ.

Стратегические инициативы и задачи Компании ОАО "Татнефть":

- повышение стоимости акционерного капитала;

- увеличение долгосрочной стоимости Компании и обеспечение высокой дивидендной доходности на инвестированный акционерами капитал;

- обеспечение финансовой устойчивости и экономической стабильности;

- стабилизация объемов рентабельной добычи нефти и газа на разрабатываемых лицензионных месторождениях и активное освоение новых месторождений, в том числе сверхвязкой и трудноизвлекаемой нефти на территории Республики Татарстан;

- расширение ресурсной базы за пределами Республики Татарстан и Российской Федерации;

- увеличение объемов производства и реализации готовых видов продукции высокой конкурентоспособности за счет развития нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств;

- формирование и реализация инновационно- направленной инженерно-технической политики;

- обеспечение высокого уровня корпоративной социальной и экологической ответственности.



1. Общий раздел

1.1 Назначение применения борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть"

Промысловый опыт эксплуатации скважин в НГДУ "Лениногорскнефть" выявил, что проблема формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) существует, в основном, при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона.

В соответствии с "нормальной" или неосложнённой считается скважина, из которой заданное количество жидкости можно отбирать стандартным насосом, снабженным на приеме только простым дырчатым фильтром при коэффициенте наполнения насоса, близком к единице. При этом в процессе эксплуатации не обнаруживается явного влияния на работу подземного оборудования песка, вязкости откачиваемой жидкости, коррозии, отложений парафина, солей или кривизны ствола скважины. Глубина погружения насоса под динамический уровень не превышает необходимой для откачки жидкости, не содержащей свободного газа.

В соответствии к фонду, осложнённому формированием асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), относятся скважины, эксплуатирующие девонский или заволжский горизонт, с обводнённостью продукции менее 99% при наличии одного или нескольких ниже перечисленных критериев:

- в скважине применяется любой из методов защиты от АСПО (механический, химический и т.д.);

- выполнение в течение последних пяти лет ПРС по причине АСПО (в НКТ или насосе);

- наличие отложений АСПВ, выявленных в процессе подъёма ГНО, без осложняющих последствий (должно подтверждаться лабораторными исследованиями);

- наличие отложений АСПВ в устьевой арматуре или выкидном нефтепроводе;

- постепенное увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки на головку балансира СК (должно подтверждаться промысловыми исследованиями) или периодическое "зависание" штанговой колонны.

Скважины, осложнённые формированием АСПО, можно разделить на три категории:

1. Защищенный фонд. Фонд скважин, на котором механические методы защиты внедрены на всём интервале и используются эффективно (ремонты из-за запарафинивания ГНО отсутствуют).

2. Недостаточно защищенный фонд. Фонд скважин, на котором, несмотря на использование методов защиты, возможны ремонты по причине АСПО:

- механические методы защиты внедрены, но не на всём интервале или используются неэффективно;

- периодически проводятся химические или тепловые обработки или используются другие (немеханические) методы.

3. Незащищённый фонд. Методы защиты отсутствуют. Обычно к этой категории относятся высокодебитные или высокообводнённые скважины (более 95%), где вероятность запарафинивания ГНО незначительна. По этой причине скважины такого фонда принято считать "непроблемными". Однако, учитывая, что при определённых обстоятельствах, связанных с выполнением ОПЗ пласта, МУН или других ГТМ, в скважине возможно формирование АСПО, необходимо при очередном ПРС предусматривать внедрение методов защиты.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы:

- механические (применение скребков, установленных на штангах);

- химические (промывки растворителями или моющими средствами, применение ингибиторов);

- применение защитных покрытий;

- комбинированные (сочетание методов из перечисленных групп).

1.2 Производственная структура ЦДНГ № 4

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

Производственная структура ЦДНГ №4 представлена на рисунке 1

Рисунок 1 Схема Организационной структуры цеха по добыче нефти и газа №4 НГДУ "Лениногорскнефть"



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

Ведущий геолог, как правило, выступает вторым заместителем начальника. Под его руководством и контролем разрабатывают всю геолого-техническую документацию и выполняют все геологические работы и исследования. В его функции входит решение

геологических вопросов эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в частности, воздействие на продуктивные пласты и призабойные зоны скважин, установление режима их работы и т.д.

Экономист-нормировщик участвует в разработке перспективных и текущих планов деятельности коллективов, контролирует выполнение плановых заданий, анализирует производственно-хозяйственную деятельность предприятия и его подразделений, организует хозяйственный расчет, участвует в разработке мероприятий по повышению эффективности работы цеха.

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



1.3 Технико - экономические показатели ЦДНГ-4 их анализ

Данные для анализа технико - экономических показателей за 2013 г. Представлены в таблице 1.

Таблица 1. Выполнение технико-экономических показателей за 2013 г по ЦДНГ-4 "Лениногорскнефть".

№ п/п	Показатели	Ед.изм	2012 год	2013год	% к 2004 г.
				План	Факт	%
1.	1. Показатели объема Продукции Добыча нефти	тн.	488218	477000	484450	101,6	99,2
1.	2. Показатели использования фонда скв. Коэффициент эксплуатации скважин.	коэф	0,86	0,89	0,89	100,0	103,5
2. 3.	Ввод в эксплуатацию новых скважин: а) из бурения; б) из освоения. Ввод скважин из бездействия.	скв. скв. скв	16 11 44	24 10 54	24 10 54	150,0 100,0 100,0	100,0 90,9 122,7
1.	3. Показатели цехового хоз. расчета. Смета затрат на производство.	млн. руб.	205405	218171	216450	99,3	105,4
2.	Численность работников.	чел.	95	95	95	100	100
3.	Производительность труда.	тн.	5139	5021	5099	101,6	99,2
4	Удельная численность на 1 скважину.	чел	0,153	-	0,160	-	104,5
5.	Заработная плата одного рабочего.	руб.	4150	4380	4810	109,8	105,5

Проводя анализ влияния факторов на основные показатели:

1. Анализируем изменение производительности труда:

а) влияние изменения объема выполненных работ на производительность труда:

ПтрQ=(Qф-Qпл)/Чпл (1)

где Qф- объем выполненных работ за данный период;

Qпл- объем выполненных работ за прошедший период;

Чпл- численность за прошедший период.

ПтрQ=(484450-488218)/95=-39,7 т/чел.;

б) влияние изменения численности на производительность труда:

Птр.ч=Qф/Чф-Qф/Чпл); (2)

где Чф- численность за данный период.

Птр.ч=484450/95-484450/95=0;

в) Общее изменение производительности труда

Птр.общ=±ПтрQ ±Птр.ч; (3)

Птр.общ=-39,7-0=-39,7 т/чел

Проведя данный анализ можно отметить, что произошло уменьшение производительности труда. Повлияли на это такие факторы, как уменьшение добытой нефти на 0,8%, а численность осталась та же.

2. Проанализируем использование фонда оплаты труда (ФОТ).

а) влияние численности на фонд оплаты труда:

ФОТч=(Чф-Чпл)*Зпл; (4)

где

Зпл- заработная плата за прошедший период

ФОТч=(95-95)*4150=0;

б) влияние средней зарплаты на фонд оплаты труда:

ФОТз=(Зф-Зпл)*Чф; (5)

где Зф- заработная плата за фактический период

ФОТз=(4810-4150)*95=62700 руб.

в) Изменение фонда оплаты труда:

ФОТобщ=±ФОТч±ФОТз; (6)

ФОТобщ=0+62700=62700 руб

Проанализировав использование фонда оплаты труда можно отметить, что произошло увеличение на 62700 руб. из-за повышения заработной платы одного рабочего на 5,5%, а численность осталась та же.

Коэффициент эксплуатации скважин увеличился на 3,5%. Ввод скважин из бездействия увеличился на 22,7%. Среднедействующий фонд скважин уменьшился на 4,2%. Смета затрат на производство увеличилась на 5,4% за счет увеличения стоимости эл. энергии на 18,9%, увеличения зарплаты на 8,2%.

Сравнительный анализ данных показал, что план по добычи в 2005г. нефти перевыполнен на 1,6%. Таким образом наблюдается общий рост производительности труда. Главным образом за счет влияния следующих факторов:

- увеличение коэффициента эксплуатации скважин с 0,86 до 0,89- в следствии проведения технологических мероприятий: СКО, ГРП, термических обработок

- ввод в эксплуатацию новых скважин из бурения с 16 до 24- в следствии бурения новых и вывода из консервации старых скважин.

- ввод скважин из бездействия с 44 до 54

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



2. Организационный раздел

2.1 Сущность технологии

В последние годы в осложненных условиях эксплуатации скважин, вследствие увеличения количества ремонтов широкое развитие получили работы по применению различного типа оборудования для скважин оборудованных ШСНУ. В зависимости от видов осложнений существуют различные типы оборудования.

Скребок-центратор предназначен для очистки от парафина обсадных труб и самих насосных штанг. Труба очищается дважды за один проход штанги и не требует промывки скважины горячей нефтью или химико-термической обработки. Высокая эффективность очистки от парафина металлических поверхностей достигается при определенном и строго поступательном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно-поступательном и вращательном движении. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают хороший приток жидкости. Скребок-центратор имеет двойной эффект, так как при работе дополнительно центрует внутренние стенки систем труб, штанг и соединительных муфт, предохраняя их от преждевременного износа.

Штанговращатель предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время их возвратно-поступательного движения, обеспечивающего очистку НКТ (насосно-компрессорной трубы) от парафина скребками, расположенными на штангах.

Работа установок скважинных штанговых насосов на НГДУ "Лениногорскнефть" осложняется рядом факторов зависящих как от горно-геологических условий месторождений, так и условий, возникающих в процессе разработки месторождений.

Одним из таких факторов является проблема АСПО. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта срыва отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема

парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. При чем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м3/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока;

- применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

- снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости);

- увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса);

- применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками-центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

Под эффективностью мероприятия понимается обеспечение стабильной производительной работы скважины без образования АСПО на оборудовании.

В физическом отношении эффективность выражается без парафиновым периодом работы скважины, превышающим базовый период. Проблема заключается в точном фиксировании без парафинового периода работы за счет применения мероприяти.

Каждый из трех численных показателей работы скважины является индикатором появления и накопления АСПО на поверхности НКТ и штанг.

Но в комплексе они взаимодополняют друг друга по чувствительности и информативности процесса. Общая схема анализа эффективности методов

предупреждения выпадения АСПО заключается в следующем:

- получение базовых данных - замеры скважины до мероприятия, слежение за их динамикой от начальных значений до критических.

- проведение мероприятия по борьбе с АСПО - например , промывка лифта, закачка реагента в затрубное пространство, спуск дозатора с ингибитором, спуск НКТ с покрытием или др.

- замеры скважины, слежение за их динамикой в течение анализируемого периода.

- обработка данных, анализ, выводы.

2.2 Организация труда ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

1. Общие положения

1.1. Бригада по добыче нефти и газа является основным производственным звеном цеха по добыче нефти и газа, осуществляющим технологический процесс добычи нефти и газа в закрепленной за ней зоне.

1.2. Зона обслуживания скважины, сооружения, коммуникации, обязанные с технологией добычи и сбора нефти,- закрепляется за бригадой распоряжением по цеху.

1.3. Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера в его отсутствие - через старшего оператора.

1.4 В своей работе бригада руководствуется законодательством о труде, Положении о цехе добычи нефти и газа, Основными положениями об организации работ по охране труда в нефтяной промышленности, правилами промышленной безопасности, настоящим Положением, Правилами внутреннего трудового распорядка, распоряжениями и указаниями руководства цеха, другими нормативными документами, регламентирующими деятельность бригады.

2. Функции.

Основной задачей бригады является обеспечение выполнения установленных планов по добыче нефти с соблюдением утвержденных технологических режимов работы скважин и других производственных объектов. В соответствии с основной задачей бригада выполняет следующие функции:

2.1. Обеспечивает бесперебойную работу в заданном режиме скважин и других объектов, закрепленных за бригадой.

2.2. Осуществляет профилактическое обслуживание закрепленных объектов

2.3. Обеспечивает выполнение норм (планов) по добыче нефти, замеры дебитов, отборы проб с наименьшими затратами материально-трудовых ресурсов

2.4. Обеспечивает прободение мероприятий по повышению производительности действующих скважин и качества обслуживания объектов на основе использования резервов производства

2.5. Анализирует причины простоев скважин, содействует внедрению геолого- технических мероприятий, разрабатывает сбои организационно-технические мероприятия по повышению качества работы и эффективности производства укреплению производственной, трудовой дисциплины.

2.6. Принимает практические меры по использованию передового опыта лучших трудовых коллективов и содействует распространению опыта, накопленного в бригаде.

2.7. Участвует в ремонте, монтаже и демонтаже эксплуатационного оборудования, установок, трубопроводов.

2.8. Осуществляет мероприятия по повышению культуры производства на территории бригады.

2.9. Обеспечивает сохранность собственности управления (оборудования, инструмента, инвентаря, материалов и прочего имущества).

2.10. Обеспечивает разбитие и защиту принадлежащей Обществу интеллектуальной собственности

2.11. Выполняет требования Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"

2.12. В области охраны труда

- проходит подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности,

- соблюдает требования охраны труда,

- правильно применяет средства индивидуальной и коллективной защиты,

- проходит обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда,

- правильно применяет средства индивидуальной и коллективной защиты,

- проходит обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж

по охране труда, стажировку на рабочем месте, проверку знаний требований охраны труда,

- немедленно извещает своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае, произошедшем в управлении, или об ухудшении состояния своего здоровья, в том числе о

проявлении признаков острого профессионального заболевания (отравления),

-проходит обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования).

3 Права

Бригада имеет право:

3.1. Требовать обеспечения инструментом, материалами, специальной одеждой, индивидуальными средствами защиты.

32. Требовать обеспечения безопасных условий труда, предусмотренных трудовым

договором (контрактом),соответствующих требованиям охраны труда.

3.3 Требования сохранения места работы и среднего заработка на время приостановления работ органами государственного надзора и контроля вследствие нарушения требований охраны труда не по вине работника

З.4. Отказываться от выполнения работ в случае возникновения опасности для жизни и здоровья, не обеспечения работодателем средствами индивидуальной и

коллективной защиты, от выполнения тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда не предусмотренных трудовым договором - в этих случаях имеет право требовать предоставления другой работы на время устранения этой опасности.

3.5. Вносить руководству цеха предложения, направленные на улучшение технологии добычи нефти, совершенствования организации труда и производства

3.6. Приостанавливать с немедленным уведомлением руководства цеха работы в случаях:

- обнаружения нарушения пробил эксплуатации оборудования и техники,

- нарушения инструкций по технике безопасности, в аварийных ситуациях или вероятности угрозы несчастных случаев.

3.7. Определять трудовой вклад каждого члена бригады по итогам работы за месяц-коэффициент трудового участия.

3.8. Осуществлять контроль качества работ, проводимых рабочими смежных цехов на закрепленных за бригадой объектах.

3.9. Требовать от руководства цеха разбора вопросов хозяйственной деятельности цеха, обязанных с улучшением работы бригады.

3. 10. Требовать выполнения условий коллективного договора и Закона о трудовых коллективах.

3.11. Вносить предложения о привлечении к ответственности лиц, допускающих нарушена я трудового, земельного законодательства простой техники.

4. Ответственность.

4.1. Коллектив бригады несет ( в зависимости от характера и степени нарушения) дисциплинарную, административную, уголовную, материальную ответственность, а также могут применяться меры общественного воздействия за нарушение законодательства о труде.

4.2. Нарушение правил и норм промышленной безопасности.

4.3. Невыполнение обязательств по коллективным договорам и соглашениям.

4.4.Невыполнение своих обязанностей.

4.5.Невыполнение предписаний органов государственного надзора и государственных инспекторов труда

4.6.Невыполнение приказов, указаний, распоряжений руководства

4.7. Совершение по месту работы хищения имущества ( в том числе мелкого), установленного вступившим в законную силу приговором суда или постановлением органа, в котором входит наложение административного взыскания или применение мер общественного воздействия.

4.8 Несанкционированное использование принадлежащей Обществу интеллектуальной собственности, не обеспечения сохранности вверенного имущества (материальных ценностей).

Незнание законодательства о труде, требований пробил и норм промышленной безопасности в пределах круга обязанностей и выполняемой работы не снимает ответственности за допущенные нарушения.

5. Планирование, учет работы.

5.1. Бригаде устанавливаются следующие показатели:

- план по добыче нефти и газа

- план по отбору проб на процентное содержание воды со скважин,

- нормативная численность бригады,

- плановая численность бригады,

- лимит на вспомогательные материалы.

5.2. Показатели планируются на месяц, квартал, год.

6. Форма и система оплаты труда материальное стимулирование.

6.1. Труд работников бригады оплачивается по повременно-премиальной системе с применением тарифных ставок и окладов согласно Единой тарифной сетке, утвержденной ОАО "Татнефть" с 1.08.1995 г. и индексируется по мере увеличения заработной платы по НЕДУ.

6.2. Премирование бригады производится в соответствии с действующим в НЕДУ "Положением о премировании рабочих за текущие результаты хозяйственной деятельности".

6.3. Материальное стимулирование повышения производительности труда, укрепления дисциплины в бригаде основывается на элементах мотивации проводятся конкурсы "Лучший по профессии", "Лучшая бригада", "Лучший коллектив" и т.п.

7. Организация, обслуживание рабочих мест бригады.

Для выполнения возложенных задач бригада обеспечивается:

7.1. Средствами учета добываемой нефти.

7.2. Ремонтным обслуживанием закрепленных за ней объектов.

7.3. Инструкциями, другими руководящими документами, регламентирующими взаимодействия бригады с другими подразделениями.

7.4. Двухсторонней связью.

7.5. Спец. техникой и технологическим транспортом.

7.6. Инструментами, запчастями, спецодеждой, средствами индивидуальной защиты согласно действующим нормативам.

7.7. Вахтовой перевозкой рабочих.

Рабочее место членов бригады - передвижное, на объектах добычи нефти.

График работы утверждается начальником цеха по согласованию с профсоюзным комитетом.

№1- при нормальной работе труда - прерывный, пятидневная рабочая неделя с двумя выходными днями, односменный.

№12- многосменный режим работы с 8-часовым рабочим днем, 40-часовой рабочей неделей.

8. Условия труда

Условия и время работы бригады регламентируются правилами трудового распорядка и разрабатываемыми планами по улучшению и оздоровлению условий труда рабочих цеха по добыче нефти. Рабочие бригады обеспечиваются спецодеждой и защитными средствами в соответствии с действующими Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты рабочих нефтяной и газовой промышленности.

Численно-квалификационный состав подрядной бригады по добыче нефти и газа устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживанияобъектов добычи нефти и газа по "Нормативам численности и квалификационному составу рабочих, занятых обслуживанием наземного оборудования нефтяных скважин и другого оборудования, привязанного к скважинам", утвержденным объединением "Татнефть"

Нормативный численный и квалификационный состав бригады по добыче нефти и

газа утверждается начальником нефтегазодобывающего управления по согласованию с профсоюзным комитетом не позднее 20 числа третьего месяца отчетного квартала на следующий квартал.

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

В состав бригады по добыче нефти и газа включается один мастер по добыче нефти и газа

Положение о порядке установки КГУ и его применении при распределении заработка отдельных рабочих вводится с целью повышения производительности труда, повышения качества работы, укрепления трудовой дисциплины, усиления материальной и моральной заинтересованности производственных бригад в улучшении количественных и качественных результатов работы и всех ее членов, а также для определения размеров заработной платы в соответствии с личным трудовым вкладом каждого работника бригады.

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

В целях более полного учета индивидуального вклада рабочего в результаты количественного труда и усиления материальной заинтересованности повышения эффективности работы бригады в целом, по решению общего собрания бригады, вводится порядок распределения заработка с учетом коэффициента трудового участия (КТУ), показатели и размеры которого приведены втаблице 15.

Распределение заработка с помощью КТУ повышает производительность труда, улучшает качество работы, (продукции), ведет к снижению простоев оборудования и повышению коэффициента его использования, повышению содержательности труда взаимозаменяемости в работе, росту квалификации, сокращению сроков обучения молодых рабочих, усилению взаимоконтроля за мерой труда, вложенного каждым членом бригады,

повышению ответственности каждого члена бригады за выполнение своей работы и общебригадного производственного задания, разбитию творческой инициативеработающих, укреплению трудовой и производственной дисциплины, росту заработной платы.

В качестве базового значения КТУ принимается единица. КТУ за месяц может быть равным, больше или меньше единицы и определяется путем сложения единицы с разностью положительных и отрицательных (повышающих) показателей коэффициента (перечень приведен в таблице 2).

Члены бригады, которые в течение месяца не допустили ни одного производственного упущения, но и не проявивших особых достижений в работе, получают коэффициент, равный 1.0.

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

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

- выполнении планов (заданий) и улучшении качественных результатов, асфальтосмолопарафиновый добыча нефть смета

- перевыполнении норм отбора,

- повышения эффективности производства,

- рациональном использовании всех видов ресурсов,

- повышении ответственности за выполнение своих обязанностей и производственных заданий.

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

Премия за основные результаты производственно-хозяйственной деятельности включает в себя выплату премии за установленные конкретные показатели премирования для бригад, участков, индивидуальных рабочих и премии за перевыполнение норм отбора нефти, согласно произведенных расчетов ОАО "Татнефть" и НГДУ. Основанием для начисления премий являются данные бухгалтерской отчетности и оперативного учёт, установленный коэффициент трудового участия рабочих в данном месяце согласно Положения о КТУ.

Премия начисляется за фактически отработанное время на заработок по сделанным расценком или тарифам (окладам), а также не доплаты к тарифным ставкам, выплачиваемым в соответствии с действующими законодательством за совмещение

профессий, расширения зон обслуживания или увеличения объема работы, за высокое профессиональное мастерство рабочих, за работу в ночное и вечернее время, за руководство звеном, бригадой и т.д.

Таблица 2 Перечень индивидуальных параметров трудового участия работников НГДУ "Лениногорскнефть"

	Наименование параметров	Размер увеличения, снижения КТУ
1	Выполнение качественно и в срок особо важных производственных заданий мастера, начальника цеха	+ (0,1-0,3)
2	Проявление инициативы, направленной на использование резервов производства, снижение затрат и экономию конкретных видов материалов, топлива
3	Высокая производительность труда с отличным качеством работы	+(0,3-0,5)
4	Высокая работа временно отсутствующих рабочих ( отпуск, болезнь, командировка)	+0,5
1	Невыполнение мероприятий и заданий, приказов мастера, начальника цеха, препятствующих выполнению технико-экономических показателей	-0,3-1,0
2	Нарушение сроков отчетности, заявок, графиков ППР и др.	-(0,2-0,4)
3	Некачественное выполнение работ, нарушение технологии производства работ	-(0,3-1,0)
4	Нарушение правил по т/б и охране труда, пожарной безопасности и промсанитарии	-(0,5-1,0)
5	Представление ложной информации о состоянии выполнения работ мастеру, оператору пульта, технологу, начальнику цеха	-(0,5-1,0)
6	Нарушение правил внутреннего распорядка, трудовой и общественной дисциплины ( опоздание на работу, самосвальный или прежде временный уход с работы, появление на работе в нетрезвом виде, неявка на работу без уважительных причины в течение рабочего дня)	-(0,4-1,0)

Оплата производиться по сдельно премиальной системе.

Оплата за вечернее и ночное время, простоев, по ликвидации аварий и брака при ремонте скважин производиться по действующему законодательству и в соответствии с отраслевыми по становлениями. Распределение премии производиться с учетом коэффициента трудового участия в соответствии с Положением о КТУ.

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

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

Информационной основой организации работы бригады по добыче нефти и газа,

а также обслуживающих подразделений является система телемеханизации с поступлением информации на пункт автоматики и телемеханики ЦДНиГ и последующей передачей информации в опорный пункт бригады.

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

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

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

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

- Месячный план по добыче нефти, тн.

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

- Фонд мастера, руб.

- Норматив простоя скважин в зоне обслуживания, час.

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

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

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

2.2.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦДНиГ №4 НГДУ "Лениногорскнефть"

Численно-квалификационный состав подрядной бригады по добыче нефти и газа устанавливается в зависимости от условий производства работы бригады и трудоемкости обслуживания объектов добычи нефти и газа по "Нормативам численности и квалификационному составу рабочих, занятых обслуживанием наземного оборудования нефтяных скважин и другого оборудования, привязанного к скважинам", утвержденным объединением "Татнефть"

Нормативный численный и квалификационный состав бригады по добыче нефти

и газа утверждается начальником нефтегазодобывающего управления по согласованию с профсоюзным комитетом не позднее 20 числа третьего месяца отчетного квартала на следующий квартал.

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

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

Численно -квалификационный состав бригады ЦДНГ №4 представлен в таблице 3

Таблица 3 Численно -квалификационный состав бригады ЦДНГ №4

№ п/п	Наименование профессий	Всего рабочих		Средний разряд
			3	4	5	6
1	2	6	9	10	11	12	15
	Всего	82	3	41	36	2	4,45
	в т.ч
1	Оператор по добыче нефти и газа	68	3	38	25	2	4,38
2	Оператор по добыче нефти и газа (на базе)	1		1			4
3	Оператор пульта управления в добыче нефти и газа	7			7		5
4	Оператор электронно-вычислительных и вычислительных машин	1		1			4
5	Распределитель работ	1		1			4
6	Слесарь-ремонтник на объектах добычи нефти и газа	2			2		5
7	Электросварщик ручной сварки на объектах добычи нефти и газа	2			2		5

В состав бригады по добыче нефти и газа включается один мастер по добыче нефти и газа.

Положение о заработной плате, премирование и КТУ

Оплата труда работников бригады по добыче нефти и газа, в состав которой включен мастер по добыче нефти и газа, производится по единому наряду за конечный результат с применением часовых тарифных ставок для рабочих, занятых на добыче нефти и газа и должностного оклада мастеру.

Не позднее 5 числа каждого месяца бригаде выдается наряд-задание на объем добычи нефти и газа с указанием расценки на одну тонну добычи нефти и газа и суммы сдельного заработка за полный объем работы.

Расценка на одну тонну добычи нефти и газа определяется по следующей формуле:

(7)

где: Р - расценка на одну тонну добычи нефти и газа в руб. и коп.;

Ч - часовая тарифная ставка всех рабочих бригады по добыче нефти и газа по утвержденному нормативному количественно-квалификационному составу, коп;

К - количество рабочих часов за месяц по графику работы бригады;

Q - план по добыче нефти и газа на месяц, тн.

В случаях, когда количественный состав бригады больше или меньше планового состава, сдельная расценка по наряду корректировке не подлежит.

Если фактический присвоенный разряд рабочих выше нормативного, оплата рабочих производится по нормативному разряду.

Если фактический количественный состав бригады больше планового, общая сумма выплат по сдельному тарифу не может превышать суммы сдельного тарифа для планового состава.

Рабочие бригад по добыче нефти и газа премируются из фонда заработной платы за выполнение и перевыполнение установленных бригадам плана по добыче нефти и газа при условии выполнения ими наряда-задания по обслуживанию скважин в следующих размерах:

- за выполнение плана по добыче нефти и газа - 10% сдельного заработка,

- за 0,1% перевыполнения плана по добыче нефти и газа - 2%,

- за выполнение плана отбора проб - 3%,

- за непревышение материальных затрат по бригаде - 2%

Размеры премий, начисленных бригаде из фонда заработной платы, не должны превышать максимального размера - 20%, приработок не более 10% от сдельного заработка.

Членам бригады (рабочим, мастеру) могут устанавливаться надбавки за профессиональное мастерство, высокие достижения в труде и другие льготы.

В целях материальной заинтересованности рабочих в овладении смежными профессиями устанавливается доплата за совмещение профессий.

Доплата за совмещение профессий производится при фактическом высвобождении численности в зависимости от загруженности рабочего по совмещаемой профессии до 50% от тарифной ставки рабочего по основной работе.

Премия за основные результаты работы начисляется на доплаты:

- за совмещение профессий (должностей);

- на период освоения новых норм трудовых затрат;

- на надбавки:

- за высокое профессиональное мастерство;

- за высокие достижения в труде;

- выполнение особо важной работы на срок её проведения.

Премирование мастера бригады по добыче нефти и газа производится по тем же показателям, что и руководимые им рабочие, в соответствии "Положения о премировании ИТР и служащих структурных подразделений НГДУ "Лениногорскнефть".

Сдельный приработок бригады, премии за основные результаты работы бригады и за экономию материальных ресурсов распределяется между членами бригады с учетом фактически отработанного времени и КТУ

КТУ за месяц может быть равным, больше, или меньше единицы в зависимости от индивидуального трудового вклада в общие результаты, определяемого в соответствии с показателями работы и их значимостью.

При распределении с применением КТУ причитывающейся бригаде общей суммы премий из фонда заработной платы, её размер отдельным членам бригады, которым повышены КТУ, может превышать предельный размер премии, предусмотренный положением о премировании (без увеличения сумм премий в целом по бригаде).

Если в бригаде имеется случай прогула, сумма невыплаченной премии нарушителя дисциплины не включается в фонд премирования бригады.

Качество выполненных работ каждому коллективу смежников определяет мастер по добыче нефти и газа, а бригаде по добыче нефти и газа - бригады смежников.

Заседание Совета мастеров для установления оценок смежным бригадам проводится по результатам работы за месяц не позднее 5 числа следующего за отчетным.

Премия выплачивается смежным бригадам с учетом полученных оценок в следующих размерах:



Окончательная оценка	Размер снижения премии
4,0	Премия не снижается, выплачивается полностью.
От 3,7 до 4,0	Премия снижается на 10%
От 3,51 до 3,7	Премия снижается на 15%
От 3,0 до 3,5	Премия снижается на 25%

При оценке "не удовлетворительно" премия смежной бригаде не выплачивается.

При получении окончательной оценки смежной бригадой "хорошо" и "удовлетворительно", но невыполнение плана добычи нефти в целом по всем обслуживаемым бригадам по добыче нефти и газа премия смежной бригаде также не выплачивается.



3. Экономический раздел

3.1 Расчёт показателей деятельности подразделения, их анализ

Основными показателями деятельности нефтегазодобывающего предприятия являются:

1. Количество добывающих скважин-451

2. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тыс. руб. -9801468

3. Среднегодовая стоимость оборотных средств, тыс. руб. -22987

4. Цена 1 тонны нефти, руб. -6813,4

5. Фонд скважин, шт. 451

6. Численность промышленно - производственного персонала, чел. -883

7. Затраты на производство продукции, тыс. руб. -216450

Для определения расчётных показателей деятельности предприятия необходимо произвести следующие расчёты:

I. Расчёт валового дохода цеха - Qвал, за счёт реализации добычи нефти:

Qвал = Qт * Ц, (7)

Где: Qт - объём добычи в тоннах;

Ц - цена одной тонны.

Qвал = 2299,5 .6813,4 = 15667413,3 тыс. руб.

II. Расчёт показателей использования ОПФ:

1. Обобщающие показатели: фондоотдача и фондоёмкость рассчитываются:

Фо = Qвал/ Сфг (8)

Фе = Сфг/ Qвал (9)

где Сфг - среднегодовая стоимость ОПФ.

Фо = 15667413,3 тыс.руб/9801468 тыс.руб =1,598 р/р

Фе = 9801468 тыс.руб/ 15667413,3 тыс.руб =0,62 р/р

II. Расчёт показателей, характеризующих уровень производительности труда.

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

Птр = Qвал/ Ч (8)

Птр = Qт/Ч (9)

где Ч - численность работающего персонала, чел.

Птр =17246250 тыс.руб/883 чел = 19531,42 тыс.руб/чел

Птр =2299,5 т/883 чел = 2,6 т/чел

Уд = Ч/ Ф (10)

Уд =883 чел/998 скв = 0,88 чел/скв

где Ф - фонд скважин.

IV. Определение затрат на 1 рубль товарной продукции.

С=З/Q (11)

8. С=216450 тыс.руб/15667413,3 тыс. руб.=0,01 руб

Где З - затраты на добычу нефти, руб;

Q - объём добычи, руб.



3.2 Расчет сметы затрат

Смета является основным документом, определяющим величину затрат на проведение мероприятия и служит основой расчета заказчикам. Смета затрат включает следующие статьи затрат.

Таблица 4 Экономические показатели.

№	Показатель	Ед. изм	Значение
1	Цена 1 тонны нефти без НДС	тыс. руб	9500
2	Условно-переменные затраты на 1 тн жидкости	тыс. руб.	0,024
3	Налог на прибыль	%	24
4	Средний дебит нефти по НГДУ "ЛН"	тн/сут	4.0
5	Удельный расход э/э на подъем 1 тн жидкости	кВт. ч/тн	25,3
6	Расход газа на производство 1 тн дистилата	М3/тн	182,4
7	Количество техники АЦН-8 ЦА-320	шт шт	3 1
8	Стоимость машино-часа АЦН-8 ЦА-320	тыс. руб тыс. руб	0,275 0,324
9	Время работы техники	час	4
10	Расход НДС на промывку	тн	19,2
11	Стоимость 1 скребка с наплавкой	тыс. руб.	0,024
12	Количество промывок в год	шт.	3
№	Показатель	Ед. изм	Значение
14	МРП после внедрения скребков	сут	1179
15	Затраты на ПРС	тыс. руб.	320
16	Расход э/э на подъем жидкости	т. кВт. ч	1,8
17	Расход э/э на производство 1 тн дистиллята	кВт. ч/тн	51,6
18	Расход газа на производство дистиллята	тыс. м3	6,3
19	Стоимость 1 тыс. кВт	тыс. руб.	0,7166
20	Объем внедрения	скв.	1
21	Срок окупаемости	год	1
22	Стоимость 1 тс. м 3 газа	тыс. руб.	0,603
23	Количество скребков на 1 штанге	шт	6
24	Содержание дистиллята в смеси	доли ед.	0,6

Расчет:

1. Принимаем колонну НКТ футерованную гранулированным стеклом на момент внедрения скребков.

2. Затраты на комплект штанг со скребками Ц К. СКР = Ц скр п. тыс. руб.

где Ц к. скр - стоимость колонны штанг со скребками Цскр - стоимость 1 скребка с наплавкой на штангу = 0,024 - тыс. руб.

n - количество скребков в комплекте штанг, принимаем 6 скребков на 1 штанге, в комплекте 113 штанг, длина колонны штанг со скребками 900 м от устья п =113*6 = 678 скребков необходимо на 1 скважину Ц к. скр = 0,024*678=16,272 тыс. руб.

3. Затраты на подземные ремонты при проведении промывок, в расчете на один год межремонтный период при проведении промывок, т.е., до внедрения скребков составляет 240-290 суток, принимаем 260 суток:

затраты на проведение подземных ремонтов (таблица 6) = 320 тыс. руб.

Здо внедр = 365*3 прс / МРП до внед тыс. руб., где 3 прс затраты на проведение подземных ремонтов МРП до внедр - межремонтный период работы оборудования до внедрения 3 до внедр =365*320/380 = 307,3 тыс. руб.

затраты на подземные ремонты при внедрении скребков, в расчете на один год.

4. Межремонтный период после внедрения скребков составляет 1179 суток.

Затраты на проведение подземных ремонтов (из таблицы) = 320 тыс. руб 3 до внедр =365*3прс / МРП внедр тыс. руб, где 3 внедр - затраты на проведение подземных ремонтов (таблица)

МРП внедр межремонтный период работы оборудования после внедрения 3до внедр = 365*320/740 = 157,8 тыс. руб.

5. Разница затрат на подземные ремонты до внедрения скредков и после внедрения скребков Рпрс= 3до внедр-3внедр где Здо внедр - затраты на проведение подземных ремонтов, до внедрения скребков 3 внедр - затраты на проведение подземных ремонтов, после внедрения скребков Рпрс = 307,3 - 157,8 = 149,5 тыс. руб.

6. Затраты на транспорт, до внедрения скребков, т.е., при проведении промывок нефте-дистиллятной смесью за год Принимаем 3 промывки в год (из таблицы 6).

В проведении промывок участвуют 3 автоцистерны АЦН-8 и один агрегат ЦА-320, время проведения одной промывки 4 часа Зтр= (N1 t Ц1+ N2 t Ц2) П, тыс. руд.

где N1 и N2 - соответственно количество техники АЦН-8 и ЦА-320

t-время проведения одной промывки Ц1 и Ц2 - стоимость 1 часа работы техники АЦН-8 и ЦА-320, тыс. руб.

П - количество промывок в год Зтр = (3*4*0,275 +1*4* О,324) *3 = 13,788 тыс. руб.

7. Расходы нефте-дистиллятной смеси на проведение промывки за год Vндc = Рндс П, тн, где Pндc - расход нефте-дистиллятной смеси на проведение одной промывки, принимаем 19,2 тн.

П - количество промывок в год Vндc = 19,2*3=57,6 тн.

8. Расход дистиллята на проведение промывок за год Vд = Vндc%, тн. где Vндc - расход нефте-дистиллятной смеси, тн.

% - процентное содержание дистиллята в смеси Vд= 57,6*0.6=34,56 тн.

9. Расход электроэнергии при проведении промывок за год Рэ = Vндc *У, где Vндc - росход нефте-дистиллятной смеси, тн У - удельный расход электроэнергии на подъем 1 тн жидкости кВт/тн, принимаем У=25,3 кВт/тн Р3 =57,6*25,3=1,460 тыс. кВт/ч 10.

Расход электроэнергии годовой на производство дистиллята Рзд= Vд Р, тыс. кВт, где Vд - расход дистиллята на проведение промывок, тн Р - расход электроэнергии на производство одной тонны дистиллята, принимаем 51,6 квт = 0,0516 тыс. кВт Рзд =34,56 *0,0516=1,783 тыс. кВт 11.

Расход газа на производство дистиллята Рг= Vд*Vг - тыс м3. Vд - расход дистиллята на проведение промывок. тн Рг - расход на производство 1 тн дистиллята принимаем 182,4 м3

Рг=34,56* 182,4=63,4 м3 = 6,304 тыс. м3

12.3атраты на добычу дополнительного объема жидкости при проведении промывок Дополнительная добыча образуется за счет закачки нефте-дистиллятной смеси в скважину при проведении промывок Здоб = Vндс * Зусл тыс. руб., где 3усл - затраты на добычу 1 тонны жидкости, тыс. руд, принимаем 0,024 тыс. руб.

Здоб =57,6*0,024=1,382 тыс. руб.

13. Затраты ресурсов на производство дистиллята Зрес=Рзд*Цз+Рг*Цг Рзд и Рг - расход электроэнергии и газа соответственно на производство дистиллята, тн и тыс. м3 Ц3 и Цг - стоимость 1 тыс. кВт электроэнергии и 12 тыс. м3 газа соответственно Ц3 =0,7166 тыс. руб. Цг=0,0603 тыс. руб.

Зрес=1,783*0, 7166 + 6,304*'0,603=5,079 тыс. руб.

14. Эксплуатацирнные затраты

14.1.3атраты на проведение промывок нефте-дистиллятной смесью Зпром = Зтр+Здо внед+Здоб+Зрес, тыс руб, где Здо внед - затраты на проведение подземных ремонтов, до внедрения скребков, т.е. при проведении промывок Здоб - затраты на добычу дополнительного объема жидкости при проведении промывок, тыс. руб.

Зрес - затраты ресурсов на производство дистиллята, тыс. руб.

Зпром = 13,788 +307,3 +1,382+5,079 = 327,549 тыс. руб.

14.2 Затраты на внедрение скребков Зскр = ЦКсКр+ Звнедр тыс. руб. где ЦКсКр - стоимость колонны штанг со скребками, тыс. руб.

Звнедр - затраты на подземные ремонты при Внедрении скребкой, тыс. руб.

Зскр = 16,272+157,8 =174,072 тыс. руб.



3 Расчет экономической эффективности борьбы с АСПО при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ на примере НГДУ "Лениногорскнефть"