Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть занимает особое место среди природных полезных ископаемых, которым человечество в значительной степени обязательно своим техническим прогрессом. Ни одно государство со сколько-нибудь развитой экономикой не может в настоящее время обойтись без нефти. Не случайно, что в эпоху империализма развернулась ожесточенная борьба за нефть, и нефтеносные районы не редко являются объектом военных конфликтов. Западно-Сибирский нефтегазовый регион, который в основном разместился на территории Севера Тюменской области, формировался в период 1960-1980 гг. в районах СССР. На Севере Западной Сибири, в автономных округах, сосредоточенны 20% мировых топливо - энергетических ресурсов.

Начальный период развития нефтяной промышленности характеризуется малыми объемами добычи нефти и примитивными способами эксплуатации нефтяных месторождений в 1812-1871 гг. было добыто всего 361 тыс. тон нефти. Когда в начале 80-х темп роста добычи нефти замедлились, современная власть в прямом и переносном смысле «нажала на газ» к тому времени на Севере Тюменской области уже были открыты и частично введены в эксплуатацию уникальные газовые месторождения - Медвежье, Уренгойское и Ямбурское. Если по запасам и добычи нефти Северо-Западной Сибири является одним из крупнейших регионов мира, то по запасам природного газа он просто не имеет аналогов. Больше четверти мировых запасов природного газа и каждая тонна нефти в мине сосредоточена в недрах одного региона, которые требуют к себе особого отношения. Необходима стратегия социально экономического развития Северо-Западной Сибири, рассчитанная на многие десятилетия.

Экономическое и социальное развитие нашей страны предусматривает дальнейшее увеличение добычи нефти, газового конденсата и газа за счёт ввода в эксплуатацию новых месторождений, интенсификации разработки старых нефтеносных площадей, а также внедрения прогрессивных способов эксплуатации скважин и совершенствования технологии добычи нефти. Поэтому наряду с Западной Сибирью, которая остаётся основным районом добычи нефти и газа, нефтедобывающая промышленность страны развивается в Приволжье, Казахстане, Азербайджане, на Северном Кавказе, Украине, на севере европейской части страны и в других районах. Значительная часть нефти и газового конденсата добывается из морских месторождений.

Современные нефте- и газодобывающие предприятия - это сплошные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятки и сотни квадратных километров. Технологические объекты - скважины, групповые измерительные и сепарационные установки, сборные пункты, установки подготовки нефти и газа, резервуарные парки - связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям.

Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду. Для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Значение нефти и газа не ограничивается их главенствующей ролью в топливоснабжении народного хозяйства. Эти полезные ископаемые являются также ценнейшим и незаменимым промышленным и стратегическим сырьём для получения множества различных масел и смазок, парафинов, нефтехимических продуктов.

Теперь нефть- это не только бензин и керосин, мазут и смазочные масла, но также ткани и шерсть, пищевые жиры и мыло, предметы домашнего обихода и строительные материалы без нефти и газа сейчас не может эффективно развиваться ни одна отрасль народного хозяйства.

Север Западной Сибири обрел для России важнейшее экономическое значение только в последнее десятилетие, и, судя по запасам нефти и газа такое значение региона может сохраниться на протяжении всего текущего столетия. Это необходимый промежуток времени в исторических масштабах. В месте с тем история знает примеры, когда государство за меньшее время и с меньшими природными ресурсами выходила на высокий уровень развития.

У России с её мощным потенциалом топливно-энергетического комплекса есть перспективы. Север Западной Сибири может стать стартером для того, чтобы запустить большой дизельный двигатель - экономику новой России. Важно не разбазаривать ресурсы, как сейчас, а использовать их на укрепление, создания других высокотехнологических производств.

Нефтегазодобывающее управление «Суторминскнефть » было создано 10.04.82г. для разработки Суторминского месторождения, обещавшего стать вторым Самотлором. Месторождение и создание для его основания НГДУ были названы именем Евгения Васильевича Сутормина, геофизика, начальника Ханты-мансийской разведочной экспедиции, открывший 139-тогда ещё безыменное - месторождение на Тюменском Севере. Большой вклад в становление коллектива НГДУ «СН» внесли его первые руководители: Фарит Мухаммадуллович Шарифуллин, А.М.Минченко, Б.Г.Кошелев, М.Г.Гафиуллин.

Кроме того, в ТПДН «МН» существуют и совершенно уникальные производства: цех ликвидации последствий аварий (ЦЛПА), проектно-сметное бюро и монтажно-наладочный участок эксплуатационного оборудования.

Управление с самого начала стало градообразующим - история Муравленко неразрывно связана с ТПДН «МН». Управление на протяжении многих лет добывало нефть, строило город и содержало практически всю его социальную инфраструктуру.

Цели: Организация и планирование сметной стоимости от проведенных мероприятий по борьбе с парафиновых отложений в условиях Суторминского месторождения ЦДНГ-5

Задачи:

- расчет трудоёмкости производимых мероприятий;

- расчёт заработной платы бригады ПРС;

- расчет себестоимости одного ПРС.

Основные определения

сметная стоимость очистка скважина

Скважина - это цилиндрическая горная выработка, сооруженная без доступа в нее человека, длина которой во много раз превышает ее диаметр.

Калькуляция - исчисление себестоимости единицы продукции или выполненной работы.

Себестоимость - себестоимость продукции, денежные (ресурсные) издержки социалистических предприятий на производство и реализацию продукции, выражающие часть её стоимости (стоимость потребленных средств производства и стоимость необходимого продукта).

Амортизация - постепенное снашивание фондов (оборудования, зданий, сооружений) и перенесение их стоимости по частям на вырабатываемую продукцию.

Заработная плата - Представляет собой вознаграждение за труд в зависимости от квалификации работника, сложности, количества, качества условий выполняемой работы, а так же компенсационные выплаты и стимулирующие выплаты.

Дисконтирование - приведение экономических показателей разных лет к сопоставимому по времени виду (к началу реализации проекта или иному моменту) путем умножения этих показателей на коэффициент дисконтирования.

Валовая продукция - представляет собой общий результат промышленной производственной деятельности всех промышленных предприятий за определённый период в денежном измерении.

Товарная продукция - объём готовой продукции в денежном выражении, произведённой на промышленных и с.-х. предприятиях и подготовленной для реализации.

1. Организационная часть

1.1 Краткая историческая справка Суторминского месторождения

Суторминское многопластовое нефтяное месторождение открыто в 1975 году. В промышленную разработку введено в 1982 году. Месторождение расположено в 270 км к северо-востоку от г. Сургута. На севере к Суторминскому месторождению примыкает Муравленковское месторождение, к югу находится Карамовское месторождение, а еще южнее в 90 км Холмогорское месторождение. На месторождении 50 разведочных скважин, из них 14 оказалось за пределами залежи. Промышленные запасы нефти категории С1 сосредоточены в пластах БС7, БС10, БС11, категории С2 - БС0.

В административном отношении Суторминское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Пурпе и Пякупура. В орфографическом отношении площадь работ представляет собой слабо возвышенное и слегка всхолмленное плато, абсолютные отметки рельефа изменяются от 80 м на севере до 110 м на юге, прорезанная сетью долин, многочисленных притоков Пякупура на юге площади и Пурпе на севере. Климат рассматриваемого района резко континентальный, характеризуется продолжительной зимой и коротким, сравнительно теплым, дождливым летом. Средне годовая температура минус 3С, самый холодный месяц - январь (до минус 52С), а максимальная температура в июле 35С. Общее количество осадков в году достигает 350 - 500 мм. Глубина снежного покрова достигает 1 м. Максимальная глубина промерзания грунта отдельных участков 3 м. Мерзлота образует в почве водонепроницаемый слой, который задерживает поверхностные воды и препятствует просыханию почвы.

Растительность представлена сосной, кедром, на заболоченных участках преобладают карликовые разновидности деревьев. Экономический район развит слабо. Плотность населения составляет один -два человека на 1 кв.км. Коренное население ханты и манси ведут полукочевой образ жизни, занимаются охотой, оленеводством и рыбной ловлей. Ближайшие разрабатываемые месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ - Холмогорское и Вынгапурское, расположены соответственно в 54 км и 115 км. В непосредственной близости от Суторминского и Муравленковского месторождений (45 км и 51 км) проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и параллельно ей железная дорога Сургут-Уренгой.

Ближайшим нефтепроводом является Холмогорское-Федоровское, Сургут-Омск. электроснабжение среднего Приобья осуществляется местными электроустановками от Сургутской ГРЭС, а также по линии электропередачи Тюмень-Сургут-Нижневартовск. На нефтепромыслы месторождения работники и оборудование доставляются на автотранспорте по автотрассам и проселочным дорогам. Геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и до юрских образований Глубоких скважин, вскрывших кристаллический фундамент, в Муравленковском регионе нет, но имеется достаточно обширная информация о строении плиты по геофизическим исследованиям. Суторминское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты, где вскрыты максимальные толщины платформенных отложений. Платформенный чехол представлен породами юры, мела, палеогена и четвертичной системой. Наиболее полно до глубины 3291м мезозойско-кайнозойские отложения вскрыты на месторождении поисковой скв. № 752. В основании осадочного чехла залегают юрские отложения. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и части верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту, которая представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты приурочен нефтеносный пласт Ю-2. На Суторминском месторождении пласт вскрыт в скв. №№ 608, 612 и 649, испытан в скв. № 608 и № 612. Пласт залегает на глубине 3102...3154,6 м, очень неоднороден, заглинизирован, толщина проницаемых прослоев составляет от 4...6 м. В скв. № 608 пласт испытан в интервале 3103...3127 м, притока не получено, объект "сухой". В скв. № 612 пласт охарактеризован керном в интервале 3111...3118 м, представленный 4,0 м переслаиванием аргиллитов и алевролитов и 2,0 м песчаника без признака нефти. В процессе испытания интервала 3102...3116 м (а.о.3103,4...3117,4 м) получен приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 2,8 м/сут при СДУ 949 м. Пласт Ю-2, вскрытый в скв. № 649 в интервале 3123,2...3154,8 м неоднородный, сильно заглинизированный, песчаные пропластки по заключению ГИС, насыщенный водой, не испытан.

Выше по разрезу залегает васюганская свита, представленная двумя пачками пород. Нижняя часть преимущественно глинистая, сложена темно-серыми аргиллитами, верхняя - алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. С песчаниками этой свиты связан нефтеносный горизонт Ю-1.

На Суторминском месторождении из пласта Ю-1 в скв. № 649 при испытании интервала 3084...3111 м получен приток нефти дебитом 9,4 м /сут при СДУ 1468 м. В скв. №№ 608, 612 пласт вскрыт в интервале 3063,2...3068 м и представлен сильно заглинизированным насыщенным водой песчаником. Георгиевская свита на исследуемой территории маломощная от 1 до 6 м и представлена темно-серыми почти черными слабо битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролита и песчаника, многочисленными включениями пирита и сидерита. С кровлей баженовской свиты связан продуктивный пласт Ю-0. В нефтеносном отношении на Суторминском месторождении пласт интереса не представляет. По заключению ГИС пласт представлен водонасыщенным песчаником. При испытании интервала 3050...3157 м в скв. № 612 притока не получено. Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляют отложения меловой системы, которые представлены нижним и верхним отделом. Нижнемеловые отложения являются основным объектом по скоплению углеводородов в нашем районе и включают в себя осадки мегионской, вартовской, алымской и нижней части покурской свиты. В отложениях мегионской свиты выделяется ачимовская пачка, сложенная аргиллитами и алевролитами, переслаивающимися нефтенасыщенными песчаниками. Отложения ачимовской толщи испытаны в скв. № 612 в интервалах 3053...3060 м, 2998...3010 м, притока не получено, хотя и были проведены работы по интенсификации притока-МПД на соляной кислоте по 16 циклов на каждый объект, все это говорит о очень низких коллекторских свойствах пластов ачимовской толщи. Верхняя часть мегионской свиты валанжина, перекрывающая отложения ачимовсокой толщи, содержит в Муравленковском районе продуктивные пласты БС-12, БС-11, БС-10. На Суторминском месторождении данные пласты имеют хорошее распространение и вскрыты всеми пробуренными скважинами. По геофизическим исследованиям и результатам опробования пласты БС-11 и БC-10 нефтенасыщенны. Основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в этих пластах. Отложения пласта БС-11, как и аналогичные пласты Ноябрьского и Карамовского месторождений, формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья. Первоначально в условиях обильного привноса терригенного материала образовалось крупное песчано-алеврито-глинистое тело неоднородного строения. Песчано-алевритовые породы различного типа замещают друг друга, как по простиранию, так и по разрезу пласта. Как правило проницаемые тела небольшой толщины от 0,5 до 3,0 м, редко больше 3,0 м. Протяженность песчанных тел небольшая, что сказывается при выработке запасов.

Пласт характеризуется хорошей гидродинамической связью между проницаемыми пропластками с различным насыщением. Заканчивается мегионская свита чеускинской глинистой пачкой, залегающей над пластом БС-10 и являющийся одним из основных сейсмических отражающих горизонтов в Ноябрьском нефтегазоносном районе. Вартовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Для нас интерес представляет нижняя подсвита, с которой связан продуктивный пласт БС-7. Коллектор представлен чередованием песчаников мелко-среднезернистых, реже крупнозернистых, полевошпатово-кварцевых с плотными и глинистыми прослоями, невыдержанных как по площади, так и по разрезу.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. С отложениями этой подсвиты, связаны продуктивные пласты БС-0. В Муравленковском районе данные пласты хорошо выражены, но по насыщенности - водоносные. Далее залегают отложения алымской, покурской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит, которые не представляют интерес в нефтегазоносном отношении для исследуемого района. Палеогеновая система представлена следующими свитами: талицкой, люлинворокой, чеганской, атлымской, общей толщиной 795м. Четвертичные отложения представлены озерно-аллювиальными песками, суглинками, супесями и глинами.

Толщина четвертичных отложений не превышает 50 м. В тектоническом отношении Суторминское месторождение отвечает одноименному локальному поднятию III порядка, приуроченному к западному борту Западно-Ноябрьского прогиба - структурно-тектоническго элемента II порядка, осложняющего восточную часть Северо-Сургутокой моноклинали-крупнейшей структуры 1 порядка. Анализ структурного плана площади Суторминского месторождения на различных стратиграфических уровнях показывает, что контуры структурных форм хорошо прослеживаются по всему разрезу. По опорному отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) структурный план Суторминского месторождения представляет собой моноклинальное повышение в сторону Коллективного куполовидного поднятия, осложненное небольшими по размерам мало-амплитудными поднятиями. По оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 3050 м эти поднятия объединяются в единую Западно-Ноябрьскую структуру, представляющую собой брах-антиклинальную складку, ориентированную в северо-западном направлении. По замкнутой изогипсе минус 3050 м размеры структуры 12х8,5 км, амплитуда около 40 м. Контур структуры на востоке осложнен заливообразным прогибом.

Процесс переформирования залежей, происходящий и в настоящее время, осложняется особенностями геологического строения продуктивной части пластов. Все это и предопределило непостоянство уровня ВНК на площади залежей. В связи с тем, что по пласту БС-7 по заключению ГИС чисто нефтяные толщины выделяются в нескольких скважинах, а основное количество скважин вскрыли коллектора с насыщением нефть-вода, водонефтяной контакт условно взят по середине переходной зоны. Среднее значение ВНК принято на абсолютной отметке минус 2446м, хотя встречаются скважины, где кровля переходной зоны находится ниже принятого ВНК. Так в скв.№ 637 переходная зона толщиной 4,8 м вскрыта на глубине 2658 м (а.о. минус 2445,6 м), в скв.№ 1243 кровля продуктивной части вскрыта на глубине 2680,8 м (а.о.минус 2450,3 м) при толщине переходной зоны 8,3 м. Такая же картина наблюдается в скв.№ 638 и 1235. Все эти скважины пробурены на юго-востоке залежи, по данным которых можно предположить о наличии наклонного ВНК. Размеры залежи пласта БС-7, согласно принятому ВHK, составляют 25,2 на 8,7 км ориентирована в северо-западном направлении. В результате разбуривания юго-восточной части залежи, можно судить о очень сложной конфигурации строения залежи. Западное и восточною крылья залежи осложнены заливообразными прогибами, где отметки кровли пласта имеют низкие значения от минус 2451м до минус 2480 м. Ниже по разрезу залегает продуктивный пласт БС-10 в стратиграфическом отношении приуроченный к средней части мегионской свиты. Пласт БС-10 отделен от пласта БС-7 пачкой пород превышающей 100 м и залегает на глубинах 2606...2682 м.

В наиболее приподнятой части залежи (южный купол) кровля пласта вскрыта на отметке минус 2626 м, на северном куполе максимально высокое гипсометрическое положение кровли пласта отмечено в скв.№ 714 на отметке минус 2635 м, что почти на 10 м ниже, чем в южной части. Нефтенасыщенные толщины варьируют в пределах 0,6 - 11,04 м, увеличение толщин наблюдается с запада на восток. Дебиты нефти колеблются от 6,6 до 118 куб.м/т.

В результате разбуривания залежи пласта БС-11 получены данные о строении пласта и конфигурации залежи.

Для этого района характерны низкие значения отметок кровли пласта от минус 2663,5 до минус 2674,4м (скв.№ 688), при этом наблюдается ухудшения коллекторских свойств и уменьшение нефтенасыщенных толщин, что сказывается на низкой продуктивности скважин. Так в скв.№ 683 пласт вскрыт в интервале 2823...2851 м (а.о. 2674,7...2702,5 м), эффективная толщина равна 10,6 м и кровле пласта по ГИС выделяется песчаник толщиной 4 м с насыщением нефть-вода. При освоении интервала 2826...2828,2 м получен приток пластовой воды. Такая же картина наблюдается и в ряде соседних скважин, где по геофизическим исследованиям выделяется коллектор с насыщением нефть-вода, а при освоении получают пластовую воду без признаков нефти. Согласно утвержденной технологической схеме в данном районе запроектировано бурение эксплуатационных скважин, но в связи с полученной информацией о геологическом строении, дальнейшее бурение скважин считаем экономически нецелесообразным. Такие же аномалии в геологическом строении встречаются и на юге залежи, где в скв.№№ 979,980,981 и 1001 кровля пласта вскрыта на отметках ниже принятого водонефтяного контакта. При освоении из этих скважин получены незначительные притоки жидкости, в основном пластовой воды. Непостоянство ВНК на площади залежи (отметки колеблются в пределах 5...15 м) создало некоторые трудности при определении внешнего контура нефтеносности. Условно ВНК принят на половине расстояния между подошвой нефтеносного коллектора (а.о. минус 2657,5 м) и кровлей верхнего водоносного прослоя (а.о. минус 2667 м).

Месторождение в настоящее время находится в третей стадии разработки. Эта стадия характеризуется падающей добычей нефти (в среднем 15% в год), низким использованием пробуренного фонда скважин из-за предельного обводнения продукции, снижением дебита скважин по нефти и, как следствие, снижением номенклатуры и эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов.

1.2 Организационная структура ЦДНГ- 5 и ОАО «Газпромнефть - ННГ» филиал «Муравленковскнефть»

Начальник цеха

Главной задачей начальника цеха является организация бесперебойной работы цеха всех производственных звеньев цеха, а также оперативное регулирование хода производства с целью выполнения производственных заданий.

Обеспечение эксплуатации скважин и других производственных процессов и работ в строгом соблюдении установленных технологий режимов и правил технической эксплуатации.

Начальник цеха подчиняется начальнику ТПДН «СН» и начальнику ЦИТС.

Ведущий инженер

Основной функцией ведущего инженера по производству является организация технической подготовки производства, направленной на обеспечение выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа. Ведущий инженер подчиняется начальнику цеха.

Первостепенной задачей ведущего инженера является разработка мероприятий в части обустройства месторождения и организация бесперебойной работы всех производственных звеньев цеха, а также оперативное регулирование хода производства с целью выполнения производственных заданий.

Ведущий геолог

Главной задачей ведущего геолога ЦДНГ является обеспечение рациональной разработки месторождения в строгом соответствии с техническим проектом разработки. Ведущий геолог цеха по добыче нефти и газа подчиняется начальнику цеха и является его заместителем.

Методическое руководство в работе осуществляет главный геолог ТПДН «СН». Основной функцией геолога ЦДНГ является организация проведения исследовательских работ в нефтяных и газовых скважинах. Геолог ЦДНГ подчиняется начальнику цеха и ведущему геологу.

Главный механик

Первостепенной задачей главного механика цеха является обеспечение безаварийной и надежной работы всех видов нефтепромыслового оборудования, технологических установок и коммуникаций, их правильная эксплуатация, своевременный качественный ремонт и модернизация. Свою работу главный механик цеха проводит под руководством ведущего инженера - по плану, утвержденному начальником цеха. Методическое руководство в работе осуществляет главный механик ТПДН «СН».

Инженер-технолог

Важной задачей инженера технолога цеха является технологическая подготовка производства и обеспечения соблюдения установленных заданий по добыче нефти и газа.

Инженер - технолог по добыче нефти и газа подчиняется начальнику цеха и заместителю начальника цеха по производству и проводит свою работу под руководством заместителя начальника цеха по производству - по плану, утвержденному начальником цеха.

Старший мастер

Основной задачей старшего мастера по добыче нефти и газа является выполнение производственного задания по добыче нефти и газа, соблюдение установленных технологических режимов работы на нефтепромысловых объектах, рациональное использование механизмов и оборудования, контроль за состоянием рабочих мест, за производственной и трудовой дисциплиной в бригаде, а также организация бесперебойной работы звеньев цеха и оперативное регулирование хода производства. Мастер по добыче нефти и газа подчиняется начальнику цеха.

1.3 Основные технико-экономические показатели

Основные технико-экономических показателей за последние 5 лет представлены в табл.1

Табл. 1

№	Показатели	Единица размер	Отчётный год	Фактически за прошлый год	Темпы роста
			План	Факт
1	Валовая продукция	Т/руб	1310,17	1303,12	-23,4	97,3
2	Товарная продукция	Т/руб	1319,37	1312,17	-23,4	97,3
3	Валовая добыча нефти	Т/тн	6357	6124	+137	103,8
4	Товарная добыча нефти	Т/тн	5312	5433	+127	102,4
5	Фонд скважин: эксплуатационных, нагнетательных.	Шт.	4767 2742 638	4767 2742 638
6	Коэффициент эксплуатации	К	0,927	0,93	-0,024	97,2
7	Коэффициент использования скважин	К	0,65	0,663	-0,027	96,7
8	Средний дебит 1-ой скважины	Т/сут	15113	16420	-377	102,5
9	Число работников всего	Чел.	6753	6631	-212	95,6
10	Производительность труда: - выработка в руб на 1 чел, в тон на 1 чел. - удельная численность	Руб/чел т/чел. Чел/скв	187,5 783.0 1,134	193,2 837,6 1,126	+3 +46,9 -0,115	104,6 106,0 93,7
11	Фонд зарплаты	Т/руб	370558	368584	-1963	99,3
12	Себестоимость тов. прод. в т.ч. нефти	Т/руб	1289,57	1268,17	-21,4	98,3
13	Себестоимость 1 т. нефти	Руб.	2427720	233,120	-9,6	96,0
14	Годовая закачка воды	Т/м	18321	19000	+1231	106,8
15	Себестоимость закачки	Руб.	10,21	17,99	+7,78	176,2
16	% обводненности		39,0	37,3	+2,9	107,1

1.4 Динамика проводимых мероприятий в условиях ЦДНГ-5

2. Расчетная часть

2.1 Расчет трудоемкости проводимых мероприятий

Удаление парафиноотложений с помощью промывки скважины горячей нефтью представлено в табл.2

Табл. 2

№ п/п	Виды работ	Норма времени на проведение данной работы
1	Переезд до скважины	1 час.
2	Подготовка АДП к закачке нефти	20мин.
3	Закачка горячей нефти в скважину	1 час.
4	Заключительные работы	30мин.
5	Итого	2 часа 50мин

Удаление парафиноотложений скребкованием представлено в табл.3

Табл. 3

№ п/п	Виды работ	Норма времени на проведение данной работы
1	Переезд до скважины	1 час.
2	Подготовка агрегат ЦА-700	30мин.
3	Очистка скважины	1 час 10мин.
4	Заключительные работы	30мин.
5	Итого	3 часа 10мин

2.2 Расчет заработной платы бригады ПРС

Заработная плата - Представляет собой вознаграждение за труд в зависимости от квалификации работника, сложности, количества, качества условий выполняемой работы, а так же компенсационные выплаты и стимулирующие выплаты (доплаты, надбавки, премии и др.)

Существует две основные системы оплат труда:

- повременная (работник получает заработную плату в зависимости от количества отработанного времени и уровня его квалификации).

- сдельная (заработок работника находится в прямой зависимости от количества и качества изготовленной продукции или объема выполненных работ).

Виды:

- прямая сдельная

- сдельно-прогрессивная

- аккордно-сдельная

- косвенно-сдельная

- дельно-премиальная

Определение численно-квалификационного состава бригады ПРС представлено в табл.4

Наименование профессии	Разряд рабочего	Численный состав по категориям сложности	Часовая тарифная ставка(руб)
		1я категория	2я категория
Оператор ПРС	6 5	- 1	1 -	216 191
Машинист подъемника	4 6 5	1 - 1	1 1 -	100 116 108
Итого		3	3

Табл. 4

Потребное количество работников устанавливается, исходя из объёма выполняемых работ, режима предприятия и норм обслуживания.

Нормы обслуживания устанавливаются расчётным путём, исходя из расчёта на одну скважину или группу однотипных скважин.

Баланс рабочего времени одного рабочего представлен в табл.5

Табл. 5

№	Показатели	Количество дней
1	Календарный фонд времени	365
2	Число неработающих дней	104
3	Номинальный фонд рабочего времени	251
4	Рабочее время 8 час при 40-часовой недели	2000
5	При 36-часовой рабочей недели	1807,2

По данным таблицы Т эф. = 2000 часов

Зтар = 4 * 3,123 * 2000 = 24984 руб.

Рабочее время- установленная законодательством продолжительность рабочего дня (рабочей недели), в течение которого рабочий выполняет порученную ему работу

Рассчитываем сумму премий из положения о премировании:

П = З тар. * 0,75 (1)

Премия - 75 %

П = 24984 0,75 = 18738 руб.

Рассчитываем сумму выплат районного коэффициента:

РК = % РК ( З тар. + П ) (2)

РК составляет 70 %

РК = 0,7 * ( 24984 + 18738 ) = 30605 руб.

Рассчитываем сумму выплат северных надбавок:

СН = % СН ( З тар. + П ) (3)

СН составляет 80 %

СН = 0,8 * ( 4984 + 18738 ) = 34978 руб.

Расчет среднечасовой тарифной ставки бригады ПРС

Счер=?Ч?*С?/Чобщ (4)

Где: Ч? - численность работников ? - го разряда;

С? - часовая тарифная ставка ? - го разряда;

Чобщ - общая численность бригады ПРС;

Счер=(1*100/6)+(2*299/6)+(2*336/6)=16,6+99,6+112=228,2

Доплата за работу в праздничные и выходные дни:

Д пр.в = Сср*Тпрв (5)

Дпр.в = 15,706*5*55 = 4319,15 руб.

Где: Тпрв - время работы в праздничные и выходные дни.

Доплата за стаж работы:

Дстр = %Дстр*Зтар (6)

Дстр = 9%*325114,2 = 29260,28 руб.

Где: %Дстр = от 1 до 3 - х лет - 3%; от 3 до 6 - ти лет - 6%; от 6 до 10 - ти лет - 9%;

Доплата за вредность:

Двр = %Дв*зтар/100 (7)

Двр = руб

Где: Дв - колеблется в пределах 3 - 317%.

Сумма доплат:

?Д = Дн + Дпрв + Дв (8)

?Д = 19506,8+4319,15+9753,4 = 33579,35 руб.

Заработная плата бригады за один ПРС:

Зосн= Счер*?Т*Чобщ*(1+?Д)*Пр*Ккс (9)

Где: ?Д- сумма доплат=0,256; в т.ч;

- за работу в ночную смену - 0,13;

- за работу в праздничные дни - 0,03;

- за стаж работы - 0,096;

Пр- коэффициент определяющий заработную плату с учетом текущих премий.

Например: в соответствии с утвержденным положением об оплате труда и премировании установлен максимальный размер премии бригаде за выполнение определенных показателей- 75%, в этом случае коэффициент будет равен - 1,75

Ккс- коэффициент, учитывающий доплаты за работу на Крайнем Севере, максимально допустимый - 2,5

Зосн= 228,2*2,8*6*(1+0,256)*1,75*2,5=21066,5

Дополнительная заработная плата рассчитывается от основной в процентах. Размер процента определяется в соответствии с плановым балансом рабочего времени операторов ПРС и варьируется от 14 до 20%

Зобщ = Зосн + Здоп. (10)

Зобщ = 21066,5 + 3370,64 = 24437,14

2.3 Расчет себестоимости одного ПРС

Отчисления в единый социальный налог:

Осн = Зобщ * 34%/100% (11)

Где: 34% - установленный процент отчислений.

Осн = 24437,14 * 34%/100% = 8308,6

Затраты на транспорт на один ПРС представлены в табл.6

Табл. 6

№ п/п	Марка спец. техники	Кол-во а/м	Норма, часы работы	Стоимость 1-го маш.-час (руб)	Сумма на 1 ПРС (руб)
1	Подъемник АПРС-40	1	1 час 20 мин	500	600
2	АДП	1	1 час	450	450
3	итого	2	2 часа 20 мин	950	1050

Расчет затрат на материалы на один ПРС представлен в табл.7

Табл. 7

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Кол-во	Цена за еден.(руб)	итого
1	Горячая нефть	тонна	17	1500	25500 руб
2	Скребок	Шт.	1	7500	7500

Калькуляция затрат на ПРС представлена в табл.8

Табл. 8

№ п/п	Наименование статей затрат	Ед. Изм.	Сумма затрат на один ПРС
1	Основная зарплата бригады	руб	21066,5
2	Дополнительная зарплата	руб	1650
3	Отчисления в ЕСН	руб	8308,6
4	Затраты на материалы	руб	33000
5	Транспортные расходы	руб	1050
6	Амортизационные расходы	руб	4000
7	Производственные расходы	руб	16400
8	Прочие расходы	руб	650
9	Цеховые расходы	руб	7800
10	Итого	руб	93925,1

Вывод

Основными осложнениями в условиях ЦДНГ-5 является выпадение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

Причины и условия образования парафиновых отложений. Известны две стадии образования и роста парафиновых отложений. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

Основными методами борьбы с парафиновыми отложениями в условиях ЦДНГ-5 являются тепловая обработка скважины и механическая обработка скребками.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 ⁰С и стекать с нагретой поверхности. В настоящее время используют технологии с применением:

1. горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

2. острого пара;

3. электропечей наземного и скважинного исполнения;

4. электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

5. реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на тросе с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1.

Использование такого метода борьбы с парофиноотложения значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

В данной курсовой работе была рассмотрена очистка скважины от парафиновых отложений с помощью скребка и промывкой горячей нефтью.

Трудоемкость промывки скважины горячей нефтью составила 2 часа 50 мин., а удаление парафина скребком-3 часа 10 мин.

Численно-квалификационного состав бригады ПРС составляет 6 человек. Заработная плата бригады за один ПРС- 21066,5р. Затраты на транспорт на один ПРС в размере 1050р, затраты на материалы для проведения одного мероприятия- 7500р.

Список используемой литературы

1. Дунаева В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. - 2004г.

2. Интернет - сайт Мировой экономики.

3. Экономика, организация и планирование производства. - Москва «Недра», 1990г.

4. Положение о цехе по добыче нефти и газа.

Размещено на Allbest.ru