Среди других особенностей можно выделить “тумбовое” исполнение и станки-качалки с одноплечим балансиром типа американского станка-качалки МАРК-2). Для условий эксплуатации скважин в ОАО “Татнефть” различия в эксплуатационных свойствах станков-качалок, связанных с дезаксиалом, можно считать несущественными. Тумбовое исполнение или тумбового исполнения должен быть обусловлен экономическими критериями с учетом цены конкретного станка-качалки и стоимости фундамента в условиях конкретного предприятия. Относительно технической характеристики станков-качалок, предлагаемых различными производителями, необходимо иметь в виду следующее: с точки зрения срока службы штанговой колонны и энергетической эффективности работы скважинной штанговой насосной установки предпочтительны режимы откачки с максимальной длиной хода, обеспечиваемой данным станком-качалкой при минимальном диаметре скважинного насоса.

Исходя из условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть», можно заключить следующее. Для первой группы скважин (эксплуатирующих горизонты Д0 -- Д1) необходимы приводы с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг 60 и 80 кН (выбор для конкретной скважины определяется диаметром насоса, глубиной подвески и глубиной погружения под уровень Базовыми типами приводов для рассматриваемой группы скважин могут быть признаны станки-качалки типа ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40, производства АО “Ижнефтемаш”. эксплуатируемых насосами малого диаметра (27, 32 мм) с двухступенчатой колонной штанг диаметрами 19 и 16мм при условии проверочного расчета величины максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, а также прочности штанговой колонны с учетом допускаемых для данного материала штанг приведенных напряжений в коррозионной среде, кривизны ствола скважины, и возможного влияния других осложнений.

Редуктор станка-качалки является одним из основных и ответственных узлов, от надежной работы которого зависит работа привода в целом. В ранее вытащенных станках-качалках применялись в основном двухступенчатые редукторы с передаточным отношением 38. В современных станках-качалках применяются как двухступенчатые редукторы с передаточным отношением около 40, так и трехступенчатые редукторы с передаточными отношениями 51, 63, 90, 125. Широкий выбор модификаций станков-качалок, укомплектованных редукторами с разным передаточным отношением, позволяет на практике более гибко подбирать оборудование для каждой категории скважин в зависимости от дебита и свойств продукции. В частности, имеется возможность реализовать благоприятные тихоходные режимы откачки с большой длиной хода на скважинах с высоковязкой продукцией и обеспечить эксплуатацию малодебитных скважин в Непрерывном режиме с поддержанием оптимального динамического Станки-качалки малой грузоподъемности, в частности СКР 4-2,1 и СКДР 4-2,1 , могут быть рекомендованы для применения на малодебитных скважинах I и II группы, уровня.

Главным условием надежной работы редуктора является точное выполнение требований, инструкции по эксплуатации станка-качалки, качественное уравновешивание привода, своевременная замена масла, применение масел рекомендуемых инструкцией, своевременная подтяжка всех болтовых соединений.

Клиноременная передача станка-качалки выполняет несколько функций передачу вращения от первичного электродвигателя к редуктору; регулирование частоты качаний путем подбора пар шкивов с соответствующим соотношением по диаметрам; демпфирование динамических нагрузок в трансмиссии; является предохранительным звеном, предупреждающим аварийные поломки узлов редуктора, электродвигателя и др. Для обеспечения надежной и долговечной работы клиноременной передачи необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации обеспечивать соосность канавок ведущего и ведомого шкивов, параллельность валов электродвигателя и редуктора, применять ремни соответствующего профиля и длины, обеспечивать своевременную регулировку натяжения ремней в соответствии с инструкцией по эксплуатации станка- качалки, производить одновременную смену всех ремней в комплекте, не допускать применение шкивов меньшего диаметра, чем предусмотрено заводским исполнением. В ряде случаев, при восстановлении подачи скважинного насоса без подъема из скважины, освоении осложненных скважин и др. эффективно применение универсального накидного шкива для временного форсирования режима откачки конструкции НГДУ “Лениногорскнефть” , изготавливаемого 000 “Татнефть-ПКРС”.

2.2 Организация труда бригады ЦДНГ № 1

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦДНГ № 1

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:

o Месячный план по добыче нефти, тн.

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

o Фонд мастера, руб.

o Норматив простоя скважин в зоне обслуживания, час.

o 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 ЦДНГ №1

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:

операторы по добыче нефти и газа V - разряд - 17%

IV - разряд - 29%

III - разряд - 46%

II - разряд - 8%

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

2.2.3 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:

ь за совмещение профессий (должностей);

ь на период освоения новых норм трудовых затрат;

ь на надбавки:

ь за высокое профессиональное мастерство;

ь за высокие достижения в труде;

ь 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:

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 Технико-экономические показатели ЦДНиГ, их анализ

Таблица 3. Выполнение технико-экономических показателей за 2004 год по ЦДНиГ-1 НГДУ «ЛН».

Проводя анализ влияния факторов на основные показатели:

1. Анализируем изменение производительности труда:

А) влияние изменения объема выполненных работ:

ДПтрQ= (Qф- Qпл)/Чпл (21)

Где

Qф- объем выполненных работ за данный период;

Qпл- объем выполненных работ за прошедший период;

Чпл- численность за прошедший период.

ДПтрQ=(484450-488218)/95=-39,7 т/чел;

б) влияние изменения численности

ДПтр.ч== Qф/ Чф- Qф/ Чпл (22)

Где

Чпл - численность за данный период.

ДПтр=484450/95-484450/95=0;

В) Общее изменение производительности труда

ДПтр.общ.== ± ДПтрQ ± ДПтрч.;

ДПтр.общ.==-39,7-0=-39,7 т/чел.

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

2. Проанализируем использование фонда оплаты труда (ФОТ).

А) влияние численности:

Д ФОТч = (Чф - Чпл )· Зпл ; (23)

Где

Зпл-заработная плата за прошедший период

Д ФОТч=(95-95)·4150=0;

б) влияние средней зарплаты:

Д ФОТз=( Зф- Зпл)· Чф ; (24)

Где

Зф- заработная плата за фактический период

Д ФОТз=(4810-4150)·95=62700 руб.

в) Изменение фонда оплаты труда:

Д ФОТобщ= ±Д ФОТч ±Д ФОТз;

Д 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 электроэнергии на 18,9%. Увеличение зарплаты на 8,2%.

3.2 Расчет сметы затрат

Таблица 4.

Смета затрат на производство по ЦДН и Г-1 НГДУ «ЛН» за 2003 год.

Анализ производственной деятельности ЦДНГ НГДУ «ЛН» за 2003 год.

В 2003 году ЦДНГ-1 выполнил задание по добыче нефти на 101,6%, добыв 484 тыс.тонн - на 0,8% меньше, чем в 2002 году.

Себестоимость добытой нефти составила 216450 тыс. руб. (105% к 2002 году) или 446 руб./тн (106%).

Повышение уровня зарплат обусловлено рядом причин. В 2003 году возросли расходы по статье «Вспомогательные материалы» (112%) и «Топливо» (135%) - в прямой зависимости от инфляционного витка цен и парка арендованных авто. Изменилось электропотребление - с 84,3 до 81,3 кВт. час/тн. нефти (97%).

Факторный анализ:

Активная электроэнергия

1) (39642-41135) тыс.кВт.час.·0329 руб./кВт.час=-491 тыс.руб;

2) (0,407-0,329) руб./кВт.час·39642 тыс.кВт.час=3111 тыс.руб.;

У=2620 тыс.руб.;

Установленные мощности

1) (46131-49457)кВт·121,96 руб./кВт=-406 тыс.руб.;

2) (149,33-121,6) руб./кВт·46131 кВт=1263 руб.;

У=857 тыс.руб.;

Таким образом, фактор 1)-снижение энергопотребления, - уменьшил затраты на 897 тыс.руб.(-5%); фактор 2) - рост цен на энергоносители, - увеличил затраты на 4373 тыс.руб. (=22%); фактор 3) - реактивная электроэнергия,- +227 тыс.руб

Суммарное влияние факторов - рост затрат по статье «Эл.энергия» (18%). Снижение энергопотребления вызвано уменьшением среднедействующего фонда скважин (-4%) за счет обширного выхода в бездействие высокозатратных, нерентабельных скважин.

Затраты на КРС подрядным способом сократились:

- на 17% - за счет уменьшения объема работ (с 96 до 80 ремонтов);

- на 1% - за счет уменьшения стоимости проводимых работ (в структуре 2002 года превалирует доля вспомогательных, «непроизводственных» ремонтов - их удельный вес вырос с 24% до 48%)

Расценки КРС своими силами выросли в 1,6 раза, и, при сокращении объема услуг на 30%, плата за них увеличилась на 11%.

Сумма основных средств увеличилась с 850 млн.руб. до 919 млн.руб. - наибольший коэффициент прироста у НКТ (32%). Вследствие этого и по причине ускоренной реновации оборудования, контактирующего с агрессивной средой, амортизационные отчисления выросли на 87%.

По статье «Транспорт» - +3,6% - на себестоимость повлияло увеличение расценок на услуги УТТ в течение года в соответствии с внешними изменениями, несмотря на сокращение объема транспортных услуг. Изменение транспортных тарифов отразились на статье «Экология» - уборка замазученносити, вывоз нефтешламов, рекультивация земель, - стоимость этих услуг возросла в частности и в целом (+52%).

3.3 Расчет экономической эффективности при исследовании скважин, оборудованных ШСН

С целью повышения экономической эффективности гидродинамических исследований применяют программно-апаратный комплекс для гидрдинамических исследований скважин ГДИ-МС-701 и автономный цифровой манометр АЦМ-3 Основные показатели за 2003-2004г.

Таблица 5. Расчет экономии от внедрения:

1. Н.М. Байков, Б.В. Колесников, П.И. Челпанов «Сбор, транспорт и подготовка нефти».

2. А.А. Коршак, А.М.Шаммазов «Основы нефтегазового дела».

3. Развитие Татнефти. Статистика и комментарии. М.К. Гиниатуллин. М.: РадиоСофт, 2000г.

4. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. А.Д. Бренц и др., М.: Недра, 1986г.

5. Расчетно-плановые показатели и документации НГДУ ''Лениногорскнефть'' и ЦКПиПН.