Реферат: Организация текущего и капитального ремонтов скважин

Реферат: Организация текущего и капитального ремонтов скважин

Список використаної літератури.

1. Зарецкий Б. Я., Кифер Н. З., Ефимова Т. И., Планирование и оценка объемов работ при текущем подземном ремонте нефтяных скважин: справочное пособие. Надра, 1986

2. Ефимова Т. І., Зарецкий Б. Я., Планирование и оценка объемов работ при ликвидации песчаных пробок.

3. Лесюк О. І., Федишин М. Д., Організація підготовки та технічного обслуговування виробництва на підприємствах нафтової промисловості

4. Лесюк В. С., Турко М. И., Шевандин И. К., Воробец В. И., Организация текущего ремонта скважин. Надра, 1978

5. Типовий проект організації праці цеху підземного і капітального ремонту свердловин, АТ “Укргазпром”, нормативно-аналітичний центр.

Висновки та пропозиції

Метою даного курсового проекту було провести аналіз діяльності Богородчанського управління підземного зберігання газу, а зокрема діяльність його цеху підземного та капітального ремонту свердловин.

З аналізу техніко-економічних показників видно, що на 1998 рік ситуація на підприємстві стабілізувалася. Зріс видобуток газу, вартість основних фондів, закачка газу. Але варто звернути увагу на те, що основні фонди дуже зношені, в середньому на 60%. Високий рівень зношення основних фондів є чи не основною причиною високого рівня частоти ремонтів. Високою є також вартість проведення ремонтів, при чому з кожним роком вона зростає. Це, відповідно, впливає на зріст собівартості газу. Зростають також простої. Причинами простоїв є недостатня забезпеченість бригад спеціальною технікою, а також недостатня кількість ремонтних бригад. Погано також те, що максимально можливий час повністю не використовується, присутні також втрати часу через порушення трудової дисципліни.

В останньому розділі курсового проекту наведені заходи, які ведуть до скорочення тривалості ремонтів і на їх здешевлення та покращення їх якості.

Після розрахунку ефективності відповідних заходів, очевидно що буде корисно обробляти привибійну зону усіх свердловин савенолом. Також використання модернізованої установки А-50м значно скоротить тривалість ремонтних робіт.

МО України

Івано – Франківський Державний технічний університет нафти і газу

Кафедра економіки підприємства

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

Тема: Організація поточного та капітального ремонту

свердловин в НГВУ (Богородчанське управління підземного зберігання газу)

виконав студент

групи ЕКН-97-1

Косенко В. М.

Перевірив

О. І. Лесюк

Івано-Франківськ

2000 р.

Зміст

1.	Загальна характеристика Богородчанського управління підземного зберігання газу	5
1.1.	Особливості діяльності підприємства	5
1.2.	Склад і структура фонду свердловин	6
1.3.	Організаційно-виробнича структура та матеріально технічна база ремонтного підрозділу	7
2.	Методичні основи виконання проекту	11
2.1.	Загально характеристика та класифікація ремонтів свердловин	11
2.2.	Форми та методи проведення ремонтів	16
2.3.	Показники ефективності ремонту свердловин, методика їх розрахунку	19
3.	Аналіз ефективності організації ремонту свердловин	22
3.1.	Динаміка основних ТЕП БУПЗГ	22
3.2.	Аналіз обсягів робіт та витрат по капітальних і підземних ремонтах свердловин	26
3.3.	Аналіз використання календарного часу та структури ремонтного циклу	29
3.4.	Аналіз рівня організації виробництва та праці при ремонті свердловин	30
4.	Заходи по удосконаленню організації ремонтів свердловин.	36
4.1.	Впровадження модернізованого станка А-50м для прискорення виконання ремонтних робіт.	36
4.2.	Обробка привибійної зони савенолом з метою покрашення роботи свердловини.	38
	Висновки та пропозиції	40
	Список використаної літератури	41

Вступ.

Значення ремонту свердловин для підтримання та відновлення основних фондів Богородчанського управління підземного зберігання газу. Мета проекту.

У всіх галузях народного господарства особлива увага приділяється покращенню використання виробничих потужностей і основних фондів, росту фонду віддачі.

Основні фонди фізично зношуються, поступово втрачаючи свою споживчу вартість. Фізичне зношення основних фондів виражається у зміні їх природних властивостей, розмірів і форм в результаті довготривалих механічних, хімічних та температурних впливів на них.

Воно настає не тільки в процесі виробничого використання, але й під впливом сил природи. На розміри фізичного зношення впливають такі фактори, як ступінь навантаження (тривалість, інтенсивність роботи і т.д.), якість основних фондів, особливості виробничого і технічних процесів, якість нагляду за основними фондами, в тому числі своєчасність ремонту. Необхідність ремонту виникає при значному зношенні обладнання, коли нормальна роботоздатність обладнання не може бути від’ємна в процесі експлуатації.

Ремонт основних фондів (капітальний і поточний) в якійсь мірі ліквідовує фізичне зношення і відновлює роботоздатність основних фондів.

Оскільки для створення основних фондів потрібні високі капіталовкладення то кожне підприємство зацікавлено у збільшенні терміну їх використання у виробничому процесі. Термін служіння основних фондів залежить від ряду факторів: від матеріалу, з якого вони виготовлені, від умов, в яких вони використовуються, від режимів роботи, від технічної грамотності робітників, які їх використовують, від змінності роботи, від якості і своєчасності виробничих ремонтів, і т.д.)

Краще використання виробничих фондів збільшує об’єм видобутку газу. Так ліквідація простоїв свердловин в очікуванні ремонту – скорочення числа і прискорення ремонтів, збільшення міжремонтного періоду роботи свердловин, підвищення надійності роботи обладнання забезпечують приріст видобутку газу з експлуатаційного фонду свердловин. З покращенням використання свердловин повніше використовуються трудові ресурси, підвищується продуктивність праці. Покращене використання основних фондів забезпечує прискорене обертання оборотних засобів, тобто збільшення отримання продукції з основних фондів опереджає ріст оборотних фондів.

В результаті покращення використання свердловин знижується собівартість продукції. Це забезпечується тим, що амортизаційні відрахування залишаються незмінними або збільшуються повільніше ніж об’єм виробництва, тому амортизація свердловин в розрахунку на оди метр кубічний газу зменшується.

Головною задачею залишається перш за все ефективне використання експлуатаційного фонду свердловин, збереження в довгостроковій експлуатації всього роботоздатного фонду свердловин шляхом технічного контролю за експлуатацією свердловин, надійного обслуговування, своєчасного і якісного проведення ремонтів. Підвищення рівня використання свердловин має на меті також збільшення міжремонтного періоду, прискорення процесу ремонту свердловин.

Метою курсового проекту є знаходження шляхів ефективного використання створеного експлуатаційного фонду свердловин, збереження в тривалій експлуатації всього робочого фонду свердловин шляхом контролю за експлуатацією свердловин, надійного обслуговування свердловин, своєчасного і якісного проведення ремонтів.

Розділ 1. Загальна характеристика Богородчанського управління підземного зберігання газу.

1. Особливості діяльності підприємства

Богородчанське управління підземного зберігання газу створене на базі богородчанського газового родовища, розміщеного на території Богородчанського району Івано-Франківської області. Призначення підземного зберігання газу – створення страхового запасу для газопроводів “Союз”, “Уренгой – Памари – Ужгород”, “Прогрес”, які розміщені на відстані 5,5 км. Приблизно на такій самій відстані від управління зберігання газу розміщені газокомпресорні станції, Богородчанське управління магістральних газопроводів.

Основні показники Богородчанського ПЗГ:

Загальний об’єм ПЗГ	3420 млн. м3
Об’єм активного газу	2300 млн. м3
Об’єм буферного газу	1120 млн. м3
Максимальний пластовий тиск	107 кгс/см2
Мінімальний пластовий тиск	36 кгс/см2
Мінімально можливий відбір	30 млн. м3 на добу
Продуктивність ПЗГ за період 100-добового відбору	23 млн. м3 на добу
Тривалість роботи ПЗГ за період 100-добового відбору
Тривалість роботи ПЗГ в максимальному (30 млн. м3 за добу) режимі	25 діб
Максимальний робочий тиск на вибої свердловини при закачці	99 кгс/см2
Максимальний робочий тиск на виході ДКС при закачці газу	100 кгс/см2
Мінімальний робочий тиск на вибої свердловини при відборі газу	27 кгс/см2
Максимальна продуктивність однієї свердловини	500 тис. м3/добу

Богородчанське управління підземного зберігання газу створене їз ціллю нормування сторонніх нерівномірностей споживання газу, безперервного стабільного постачання газу на експорт, а також ліквідації можливих аварійних ситуацій на лініях газопроводу.

Ритмічність роботи виробничих та допоміжних об’єктів забезпечується відповідними структурними підрозділами станції підземного зберігання газу.

Крім Богородчанського сховища газу до складу Богородчанського управління підземного зберігання газу входять: Кадобнянське підземне сховище газу, Надвірнянський автотракторний цех, виробничі підрозділи по видобутку газу та газоконденсату, служба по капітальному ремонту свердловин, а також Битнівська ДКС.

1. Склад і структура фонду свердловин.

Діючий експлуатаційний фонд підземного сховища газу складає 168 свердловин, в тому числі 156 капітально-експлуатаційних, 10 спостережливих і 2 ліквідовані в зв’язку з розвитком зсуву.

Всі експлуатаційні свердловини пробурені в 1982-1988 рр., мають двоколонну конструкцію, кондуктор діаметром 224, мм спущений до глибини 80-100 м, зацементована до гирла. Проміжна колона діаметром 245 мм спущена до глибини 877-1025 м, зацементована до гирла. Експлуатаційна колона діаметром 168 мм спущена на глибину від 1186 до 1250 м, зацементована до гирла. Експлуатаційні свердловини обладнані насосно-компресорними трубами діаметром 144 мм.

Спостережливі свердловини мають таку ж конструкцію як і експлуатаційні. Вони використовуються для контролю за газонасосними пластами, що знаходяться вище і за межами продуктивного горизонту підземного сховища газу.

Контроль за поверхневими гальковими горизонтами, що залягають на глибині 10-30 м, забезпечується сіткою спеціально розбурених свердловин глибиною 50 м. Таких свердловин розбурено 28.

1. Організаційно-виробнича структура та матеріально технічна база ремонтного підрозділу.

Головним завданням цеху підземного і капітального ремонту свердловин є своєчасний та якісний ремонт експлуатаційних свердловин, виконання робіт по інтенсифікації продуктивного пласта в експлуатаційних та спеціальних свердловинах, а також випробування та впровадження у виробництво нової техніки і технології.

Відповідно з основними задачами цех виконує такі функції:

• Участь у розробці річних, квартальних та оперативних місячних планів діяльності цеху та організаційно-технічних заходів;

• Проведення підготовки до ремонту і здійснення підземного і капітального ремонту експлуатаційних та інших свердловин, які значаться у фонді БУПЗГ, відповідно із затвердженими планами робіт, виконання робіт по інтенсифікації видобутку газу, освоєння свердловин після проведення ремонтів;

• Розробка і здійснення заходів, спрямованих на скорочення часу простою свердловин в ремонті (без втрати його якості), скорочення витрат газу, здешевлення ремонтів, економії паливно-енергетичних і матеріальних ресурсів, раціональне використання обладнання і резервів виробництва, підвищення коефіцієнта експлуатації свердловин;

• Розробка спільно з виробничо-технічним відділом підприємства річних графіків планово-попереджувальних ремонтів, профілактичних оглядів, випробувань, огляд закріпленого за цехом обладнання, забезпечення своєчасного та якісного їх виконання;

• Складання річних заявок на обладнання, інструмент та матеріально-технічні засоби, необхідні для роботи, а також визначення їх резервного запасу для ремонтних потреб цеху;

• Визначення потреби в транспортних і допоміжних засобах та забезпечення їх правильного та раціонального використання;

• Організація роботи по впровадженню та випробуванню нової техніки, видача попередніх ухвал на випробування нових видів обладнання та інструменту для підземного і капітального ремонту свердловин;

• Проведення відбраковки та підготовки актів на списання обладнання, яке виявлене непридатним, інструменту і пристосувань, які знаходяться на балансі цеху;

• Організація робіт по збиранню, збереженню та здачі металобрухту в установленому порядку;

• Планування діяльності цеху і нормування праці робітників, розробка заходів по зниженню трудомісткості виконуваних робіт;

• Організація робіт по раціоналізації та винахідництву механізації та автоматизації трудомістких процесів;

• ведення оперативно-технічної документації паспортизації обладнання та споруд, обліку їх наявності, руху та технічного стану;

• складання та надання звітності з усіх видів діяльності цеху;

• участь у розслідуванні причин аварій і виходу з ладу обладнання при підземних і капітальних ремонтах свердловин, вживання заходів по їх усуненню, облік аварій, складання актів, рекламацій на обладнання і інструмент з заводськими дефектами;

• забезпечення безпечних умов праці, дотримання працівниками правил, норм і вимог охорони праці та техніки безпеки, промсанітарії, пожежної безпеки, охорони надр і навколишнього середовища.

Організаційна структура цеху будується відповідно із завданнями, які стоять перед цехом, з урахуванням конкретних умов діяльності, з дотриманням принципу оптимальної експлуатації підрозділів при виробництві визначених видів робіт.

Організаційну структуру цеху капітального та підземного ремонту свердловин наведено на схемі 1.

Організаційна структура цеху капітального і підземного ремонту свердловин БУПЗГ.

Схема 1.

Начальник цеху здійснює загальне керівництво, забезпечує максимальне використання виробничих потужностей, найновіше завантаження і правильну експлуатацію обладнання, раціональну організацію роботи бригад, розробку і впровадження заходів, спрямованих на удосконалення виробництва, його механізацію та автоматизацію, здійснює підготовку і проведення підземного і капітального ремонту свердловин, забезпечує технічно правильну експлуатацію обладнання і виконання профілактичних оглядів і випробувань обладнання.

Майстри – керівники бригад – керують всією вирбничо-господарською діяльністю бригад, забезпечують умови для своєчасного та якісного виконання передбачених планом робіт з утриманням правил експлуатації обладнання, норм і вимог з охорони праці , техніки безпеки, пожежної безпеки, охорони навколишнього середовища.

До складу робіт, які виконує бригада КРС входять огляд і перевірка справності інструменту, монтаж і демонтаж установок для капітального ремонту свердловин, підготовчі та заключні роботи, спуско-підйомні операції з шаблонуванням труб, ізоляційні та геофізичні роботи, іонно-кислотні ванни, зміна і перетяжка каната, інші види допоміжних робіт, роботи по розпаркеруванню паркера, роботи зв’язані з промивкою і циркуляцією свердловини, ремонтно-профілактичні роботи і т.д.

До складу робіт, які виконує бригада ПРС входять очистка грязневих і солевих пробок в насосно-компресорних трубах, установка і зняття клапана-відсікача, інгібіторного клапана, глухої пробки, відкриття-закриття циркуляційного клапана та інших клапанів, монтаж і демонтаж рубрикатора, дослідні роботи: спуск глибинних манометрів та інших приладів, відбір проб рідини із свердловини, ремонтно-профілактичні роботи і т.п.

Відділ матеріально-технічного постачання забезпечує всі робочі місця цеху ПКРС необхідним обладнанням, запасними частинами, пристосуваннями, основними і допоміжними матеріалами, інвентарем, спецодягом і захисними засобами.

Розділ 2. Методичні основи виконання проекту.

2.1 Загальна характеристика та класифікація ремонтів свердловин.

Безперервність процесу видобутку нафти і газу в першу чергу залежить від правильної експлуатації, обслуговування та ремонту свердловин. Необхідність організації спеціального обслуговування і ремонту видобувних свердловин пов’язана не тільки із знанням експлуатаційного обладнання, але й з проведенням комплексу спеціальних заходів по охороні надр.

Основним завданням ремонтних підрозділів є підтримання в працездатному стані експлуатаційного фонду свердловин та попередження зносу обладнання при необхідному додержанні правил охорони надр. Одночасно модернізується і замінюється застаріле обладнання.

Хороший стан та тривала служба діючих свердловин можуть бути забезпечені тільки при погодженні діяльності працівників по експлуатації та ремонту. Вся робота по ремонтному обслуговуванню свердловин передбачає догляд за експлуатаційним обладнанням в період між черговими ремонтами (міжремонтне обслуговування), та проведення планових ремонтів свердловин.

Догляд за свердловинами – важливий момент роботи по підтриманню їх в працездатному стані, зменшенню зношення робочих частин експлуатаційного обладнання, збільшення міжремонтних періодів служби свердловин. Роботи по догляду за свердловинами ведуться у формі маршрутного обходу, згідно з графіком, в якому зафіксовані всі операції, що повинні бути виконані кожного дня.

Планові ремонти свердловин включають як ремонт наземного так і підземного обладнання. Підземний ремонт обладнання включає проведення поточних і капітальних ремонтів свердловин.

Поточний підземний ремонт свердловин являє собою комплекс заходів по підтриманню підземного експлуатаційного обладнання у робочому стані. Найчастіше підземні роботи ведуться в порядку планово-попереджувальних ремонтів. Але на практиці проводять і відновлювальні ремонти з метою усунення різних порушень нормальної експлуатації свердловин або в наслідок пропусків встановлених термінів проведення чергових ремонтів. Такі порушення супроводжуються зниженням дебітів або навіть повним припиненням подачі нафти.

При поточних підземних ремонтах проводяться операції з насосно-компресорними трубами (спуск і піднімання ліфта, перевірка і заміна окремих труб, зміна типорозміру ліфтових труб і глибини їх підвіски, очистка ліфтових труб), з насосними штангами (перевірка і заміна окремих штанг, зміна типорозмірів насосних штанг, ліквідація обривів штанг, очистка штанг), з насосами (спуск і піднімання насосів, перевірка і заміна насосів, зміна глибини підвіски насоса та його типорозміру), роботи з пусковими та захисними пристроями (спуск та піднімання пристроїв, перевірка та заміна пристроїв, їх очистка) та роботи, що проводяться безпосередньо в свердловинах (проведення геолого-технічних заходів, дослідницьких робіт та очистка призабійних зон від парафіну, піску, солей та продуктів корозії).

З точки зору робіт, що виконуються, поточні ремонти можна поділити на три групи: технічні, відновлювальні та аварійні (рис. 1).

Р
ис. 1 Класифікація поточних підземних ремонтів свердловин

Технологічні ремонти – це ремонти свердловин, необхідність яких зумовлена умовами і способами експлуатації свердловин та технологією розробки покладів і родовищ.

Як видно з наведеного рисунка, в склад технологічних ремонтів включають роботи по зміні способу експлуатації свердловин, технічного режиму їх роботи, попередженню ускладнень і аварій з обладнанням в свердловинах та ремонти з метою проведення дослідних робіт.

Ремонти по заміні способу експлуатації включають роботи, пов’язані із спуском та підйомом обладнання для заміни одного способу експлуатації на інший, а також для переведення видобувних свердловин в нагнітальні, які використовуються для підтримання пластового тиску.

До ремонтів по заміні технічного режиму роботи свердловин відносяться ремонти по зміні глибини зануренням насосів під рівень рідини, зміни їх типорозмірів, спуску та заміні глибинних штуцерів.

Для попередження ускладнень і аварій з обладнанням та свердловинами проводяться ремонти по спуску, перевірці або заміні пускових і захисних пристроїв (пускові та газові якорі, фільтри, пускові клапани, паркери, і т.д.), перевірці або заміні насосно-компресорних труб і штанг, заміні типорозмірів штанг і труб, очистці підземного обладнання та вибою свердловини від парафіну, піску, солей і продуктів корозії.

До ремонтів по проведенню дослідницьких робіт відносяться ремонти, що пов’язані з підніманням труб або штанг. При цьому можуть проводитися дослідницькі роботи по контролю рівня відбору глибинних проб, замірюванню пластових тисків, вивченню характеру виборки продуктивних пластів, різні дослідження нагнітальних свердловин і т.п.

Відновлювальні – це роботи по відновленню або збільшенню продуктивності свердловин. Вони поділяються на ремонти по відновленню режиму роботи свердловин і ремонти по впливу на привибійну зону свердловин. Для відновлення режиму роботи свердловин проводиться заміна насосів, а для виконання робіт по впливу на привибійну зону свердловин – пуско-підіймальні роботи з трубами і штангами.

Аварійні – це ремонти, що проводяться з метою ліквідації ускладнень і аварії з насосними штангами, сальниковим штоком та обв’язкою устя свердловин.

Капітальний ремонт свердловин має свої особливості, які зумовлені тим, що свердловини являють собою систему експлуатаційного обладнання – план. Тому підземний капітальний ремонт свердловин пов’язаний з роботами по відновленню працездатного стану горизонту, що експлуатується і підземної частини експлуатаційного обладнання, а також з проведенням заходів по охороні надр.

Капітальні ремонти свердловин направлені на підтримання діючого фонду свердловин в працездатному стані, а також на відновлення діючих свердловин, тобто нарощування діючого фонду свердловин.

За аналогією з поточними, капітальні ремонти можна поділити на технічні, відновлювальні та аварійно-ліквідаційні.

До першої групи відносяться ремонтно-ізоляційні роботи, перехід на інші горизонти і приєднання пластів, переведення свердловин на використання за іншим призначенням та введення в експлуатацію і ремонт нагнітальних свердловин.

Група відновлювальних ремонтів включає обробки призабійних зон та різні дослідження свердловин.

Третя група охоплює усунення негерметичностей експлуатаційних колон, усунення аварій, що допущені в процесі експлуатації чи ремонту, консервації і реконсервації та ліквідації свердловин.

Найбільш поширені при капітальних ремонтах свердловин – роботи по цементуванню свердловин, які проводять при всіх видах ремонтно- ізоляційних видах робіт, при переході на інші горизонти, при заглибленні та ліквідації свердловин, при проведенні комплексу підземних робіт, пов’язаних з бурінням. Значна кількість робіт представлена різними роботами, що проводяться при ліквідації аварій: витягування із свердловин насосно-компресорних труб, які присипані піском, цементом, насосних штанг, свердловинних насосів, газових якорів, фільтрів, сталевих каналів, очистки свердловин від предметів і т.п.

Інші ремонтні роботи пов’язані з усуненням пошкоджених обсадних труб, зміною конструкції свердловини, боротьбою з коркоутворенням вирізкою чи виправленням обрізів колон та ін.

В залежності від конкретних виробничих умов поточні і капітальні ремонти можуть виконувати різні спеціалізовані підрозділи. Це можуть бути цехи поточного ремонту ремонту свердловин, або цехи поточного і капітального ремонту свердловин, що є найбільш поширеними.

Організація виробництва і праці при проведенні ремонтів свердловин може бути різною, але найраціональнішою є така, при якій різні види робіт виконують спеціалізовані ланки або бригади. Це організована форма організації робіт.

В складі цеху і капітального ремонту свердловин виділяються звичайно окремі дільниці по поточному ремонту і капітальному ремонту, бригади яких працюють за безперервним графіком в дві або три зміни.

Окремо організуються підготовчі бригади: бригада інструментальників та ремонтно-механічна служба.

Бригада інструментальників виконує роботи по ремонту турбобурів, проводить бурильні роботи, що виникають при капітальному ремонті свердловин, та виконує інші роботи, працюючи в одну зміну. Підготовча бригада виконує роботи по підготовці свердловин до поточного і капітального ремонтів, має в своєму складі важкомонтажників, що виконують монтажно-демонтажні роботи а також ланку по підніманню, прошивці і обробці свердловин.

Всі підрозділи бригади працюють найчастіше в дві зміни. Ремонтно-механічна служба виконує роботи по ремонту труб, штангових насосів, інструмента та дефектоскопії труб і обладнання. Працює найчастіше в одну зміну.

Крім спеціалізованих цехів поточного і капітального ремонтів свердловин, до цих робіт залучаються управління технічного транспорту, прокатно-ремонтні цехи по ремонту експлуатаційного обладнання та електрообладнання і електропостачання, а також цех науково-дослідницьких і виробничих робіт.

2.2. Форми та методи ремонту свердловин.

В залежності від конкретних умов виробництва організація ремонтних робіт може здійснюватись в трьох формах: централізовані, децентралізовані та змішані.

При централізованій формі організації ремонтів всі види ремонтних робіт та відновлення запасних частин проводяться на спеціалізованих ремонтних базах, спеціалізованих ремонтно-механічних заводах, центральних ремонтно-механічних майстернях, центральних БВО. При цьому спеціалізовані ремонтні бригади проводять як ремонт, так і міжремонтне обслуговування.

Централізована форма організації дає можливість краще організувати робочі місця, оснастити їх необхідним обладнанням, що забезпечить проведення ремонту на високому технічному рівні. Разом з цим дана форма має два істотні недоліки. Як лишні затрати часу та грошових коштів на доставку обладнання на ремонтну базу і назад та можливість проведення ремонтів високогабаритного обладнання в закритих приміщеннях.

При децентралізованій формі організації ремонтів всі види ремонтного обслуговування, включаючи і виготовлення необхідних запасних частин, проводиться силами і технічними засобами власної ремонтної бази, тобто силами окремих цехів.

В порівнянні з централізованою децентралізована форма проведення ремонтів має ряд недоліків: необхідність розміщення ремонтних засобів по окремих об’єктах (майстернях), відсутність кваліфікованого керівництва, та нормального матеріально-технічного постачання, низький рівень кваліфікації ремонтних робітників, низький коефіцієнт використання верстатного парку та іншого ремонтного обладнання, зниження якості робіт. Найчастіше її можна використати при значних віддалях між підприємством та ремонтними базами і тому така форма є найхарактернішою для бурових підприємств, що працюють в нових або віддалених районах.

При змішаній формі різні види ремонтного обслуговування виконуються по різному. Капітальні ремонти звичайно проводяться на спеціалізованих ремонтних базах, а технічне обслуговування і поточні ремонти – безпосередньо в цехах. Даній формі притаманні всі недоліки децентралізованої форми і тому використовується на великих і середніх підприємствах, що мають цінну ремонтну базу. Крім того, її можна використовувати і в інших підприємствах як проміжний варіант при переході до централізованої форми виконання ремонтів.

В залежності від масштабів робіт, видів використованого обладнання та місцевих умов ремонт обладнання може бути виконаний одним з даних методів: метод післяоглядового ремонту, метод періодичних ремонтів та метод планово-попереджувальних ремонтів.

Суть післяоглядового ремонту полягає в тому, що обладнання підлягає періодичним оглядам, на основі яких визначається термін і вид чергового ремонту. Періодичність огляду встановлюється виходячи з орієнтовних термінів служби деталей і вузлів обладнання.

В результаті огляду складаються відомості дефектів, що включають детальні відомості про ступінь зносу, а також опис виявлених несправностей і перелік робіт по їх усуненню. Ці дані є основою для планування обсягів та терміну проведення ремонтних робіт. Використовується цей метод дуже рідко, найчастіше його можна зустріти при ремонті нестандартного, спеціального, нового обладнання, яке до того ж використовується в індивідуальному порядку.

Основні види робіт при методі періодичних ремонтів проводяться в точній послідовності. Обсяг і порядок чергових ремонтів визначаються тривалістю служби змінних деталей та вузлів. За строками служби деталі та вузла кожної машини, кожного верстата, кожного виду обладнання класифікуються, і в залежності від середнього періоду їх служби встановлюють термін і обсяг ремонтних робіт. Конкретний зміст та строки робіт пізніше можуть уточнюватись на основі оглядів складених дефектних відомостей.

Цей метод найхарактерніший для універсального обладнання, що використовується широко в усіх підрозділах підприємства. Це відноситься до ремонту нескладного обладнання, простих машин, що працюють при змінному режимі навантаження та обслуговуються недостатньо кваліфікованим експлуатаційним і ремонтним персоналом.

Метод планово-попереджувальних ремонтів базується на обов’язковому періодичному плановому оновленні обладнання шляхом заміни частини деталей та вузлів незалежно від їх технічного стану. Головне в цьому методі – його профілактичний характер, що дозволяє значно подовжити термін служби обладнання, зберегти високу якість його роботи, а також прискорення затрати на планові ремонти.

Метод планово-попереджувальних ремонтів найкращий для обладнання, що працює в сталому режимі. Його використовують також при ремонті обладнання, від безперебійної роботи якого залежить безперервність технологічних процесів та безпека людей.

Звичайно, на практиці ні один метод в чистому вигляді не використовується. Так, на Богородчанському управлінні підземного зберігання газу використовують комбінацію усіх трьох методів.

2.3. Показники ефективності ремонту свердловин, методика їх розрахунку.

Важливим елементом організації обслуговування є оцінка рівня та ефективності проведеної роботи. Для цієї мети необхідно використовувати певну систему показників. Показники ефективності ремонту свердловин поділяють на дві групи: загальні і спеціальні. До загальних відносяться показники організації праці. Серед них коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією, коефіцієнт використання робочого часу та коефіцієнт трудової дисципліни.

1. Коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією характеризує відповідність рівня кваліфікації робітників кваліфікації виконаних ними робіт і визначається за формулою:

(2.1)

де РРБ – середній кваліфікаційний розряд працівників,

РР – середній розряд виконання робіт.

1. Коефіцієнт використання робочого часу характеризує рівень використання максимально можливого робочого часу:

(2.2)

де ТЕ – ефективний, фактично відпрацьований час одним робітником або групою робітників за даний період часу

ТРН – максимально можливий фонд робочого часу.

1. Коефіцієнт трудової дисципліни характеризує втрати часу, що мають місце при порушенні трудової дисципліни:

(2.3)

де tВЗ – внутризмінні втрати часу в кратних одиницях виміру;

tЦД – цілоденні втрати робочого часу;

tЗМ – тривалість зміни;

ТПЛ – плановий фонд робочого часу одного робітника в даному періоді;

ЧДП – кількість робітників, що допустили порушення трудової дисципліни;

Ч – загальна кількість всіх робітників.

До спеціальних показників можна віднести тривалість міжремонтного періоду, тривалість частоти ремонтів, коефіцієнт плановості ремонтів, коефіцієнт частоти ремонтів, коефіцієнт використання верстатного парку в часі і за потужністю.

4. Тривалість міжремонтного періоду характеризує в узагальненому вигляді якість проведення ремонтів, що проявляється у збільшенні ремонтного циклу:

(2.4)

де ТУ – тривалість фактичного циклу ремонту обладнання;

ПР – кількість ремонтів в ремонтному циклі;

5. Коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування характеризує рівень додержання графіку планово-попереджувальних ремонтів:

(2.5)

де ПД – кількість ремонтів різних видів, що проведені з додержанням планових термінів;

ПРП – загальна планова кількість усіх видів ремонтів.

6. Коефіцієнт частоти ремонтів показує кількість ремонтів, що в середньому припадають на одиницю обладнання за даний період часу:

(2.6)

де ПРЗ – загальна кількість ремонтів, що проведена в даному періоді по видах обладнання;

ПО – кількість одиниць обладнання (фонд свердловин).

7. Коефіцієнт використання верстатного парку ремонтної бази за часом характеризує рівень екстенсивного його використання:

(2.7)

де ТФ – фактичний час роботи обладнання за даний період часу;

ТП – плановий ефективний фонд часу роботи;

Розділ 3. Аналіз ефективності організації ремонту свердловин.

3.1 Динаміка основних техніко-економічних показників діяльності Богородчанського управління підземного зберігання газу.

Ефективність діяльності будь-якого підприємства характеризується системою показників, які відображають його предмет праці, рівень використання засобів праці та результати діяльності. Для аналізу діяльності Богородчанського управління підземного зберігання газу взято такі показники, як середньо-спискова чисельність працівників, балансова вартість основних фондів, видобуток газу та закачка газу. Рівень цих показників за останні три роки наведений у таблиці 3.1

Основні ТЕП БУПЗГ

Показники	Роки
	1996	%	1997	%	1998	%
Балансова вартість ОФ, тис. грн	97003	100	96757	99,74	111627	115,07
ССЧ, чол	325	100	350	107,69	354	108,92
Видобуток газу, тис. м3	260000	100	226000	86,92	255101	98,11
Закачка газу, тис. м3	1920450	100	1284800	66,9	1909397	99,42

Таблиця 3.1

Для характеристики і аналізу динаміки виробництва використовують показники абсолютного приросту, темпу росту і темпи приросту, абсолютне значення 1% приросту.

2. Абсолютний приріст

• базовий: АБ = АІ - АІТ

• ланцюговий: АП = АІ - АІЛ

3. Темпи зростання:

;

3. Темпи приросту

;

4. Абсолютне значення 1% приросту

Результати розрахунку цих показників записані в таблиці 3.2

Роки	Абсолютний приріст			Темпи зростання			Темпи приросту			Абсолютне Значення 1%
	базисний	ланцюговий		базисний	ланцюговий		базисний	ланцюговий
Балансова вартість ОФ
1996	-246		-246	100		100	-		-	-
1997	-247		-246	99,74		99,74	-0,26		-0,26	946,15
1998	14624		14870	115		115,3	15		15,3	974,43
Середньо-спискова чисельність
1996	-		-	100		100	-		-	-
1997	25		25	107		107	7		7	3,57
1998	29		4	109		101	9		1	3,22
Видобуток газу
1996	-		-	100		100	-		-	-
1997	-34000		-34000	86,92		86,92	-13,08		-13,08	2599,38
1998	-4899		19101	98,11		112,87	-1,89		12,87	2592,06
Закачка газу
1996	-		-	100		100	-		-	-
1997	-635650		-635650	66,9		66,9	-33,01		-33,01	19256,3
1998	-11053		624597	99,4		148,61	-0,6		48,61	18421,7

Аналізуючи наведені дані можна зробити висновок про стабільну роботу Богородчанського управління підземного зберігання газу на протязі останніх трьох років. Спостерігається спад спад у 1997 році. Скорочення видобутку та закачки газу відповідно на 13,1% та 33,1% зумовлене відсутністю достатньої кількості обігових коштів та зниження об’ємів перекачувань газу Богородчанським управлінням магістральних газопроводів. Зниження балансової вартості основних фондів на 0,26% відбулася за рахунок амортизації а не через реальні зниження їх наявної місткості.

При цьому на підприємстві зростає чисельність працівників на 7,7%. Діяльність підприємства на протязі 1998 року дала хороші результати. Спостерігається зріст кожного з показників. Так, балансова вартість основних фондів, зросла на протязі 1998 року у порівнянні з 1997 роком на 15,3 %, чисельність працівників на 1%, видобуток газу на 12,87% і закачка газу на 48, 61%. Ріст середньо-спискової чисельності на протязі 1997-98 рр відбувся в основному за рахунок розширення підсобного господарства, та початку функціонування продовольчого магазину у смт. Богородчанах. Станом на кінець 1997 року основні фонди підприємства були знижені на 51, 8 %, а виробничі ОФ – на 67,9%. Тому було прийнято рішення про відновлення найбільш значних ОФ у 1998 році. З цією метою було придбано новий котел-пароутворювач КТ-Д7215 для котельні. Цим пояснюється зріст балансової вартості у 1998 р. У зв’язку з покращенням фінансового стану підприємства у 1998 р та збільшенням Богородчанським управлінням магістральних газопроводів об’єктів перекачування газу зросли видобуток і закачка газу майже до рівня 1996 р.

Взагалі можна зробити висновок про успішну роботу підприємства на протязі останніх трьох років. Про це говорять збільшення об’ємів закачки та видобутку газу, розширення штату підприємства.

3.2 Аналіз обсягів робіт та витрат по капітальних і підземних ремонтах свердловин.

Для аналізу обсягів робіт та витрат необхідні дані, які занесені у таблицях 3.2.1 та 3.2.2

Види виконання підземних ремонтів (таблиця 3.2.1)

	Середня тривалість ремонту, год.					Середня вартість ремонту, грн.
	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996
1. Ліквідація обриву та відкручування штанг	72,2	67,5	-6,5	76,8	1,08	110,57	250,2	6,16	49,61	22,3
2. Ліквідація обриву НКТ	113,3	128,2	13,1	118,6	1,04	63,14	475,2	745	76,67	20,2
3. Ліквідація несиметричності ліфта	79,8	56	-29,8	22,4	-71,9	44,85	207,6	463	14,47	-67,7
4. Підготовка і проведення ОТЗ	111,6	-	-	-	-	53,72	-	-	-	-
5. Дослідження св-н	75,4	68,8	-8,6	80,1	1,06	42,54	255,04	599	51,74	21,6
6. Промивка вибою св-ни	68,9	-	-	38,9	-43,5	38,72	-	-	25,13	-35,1
7. Зміна глибини підвіски НКТ свердловинного обладнання	43,4	38,3	-11,7	44,2	1,84	24,39	141,9	48,1	28,55	17,05
8. Депрофілізація НКТ	62,4	66,4	6,4	-	-	37,05	246,14	60,1	-	-
9. Заміна підсмінного обладнання (паркера)	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10. Промивка пробки	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
11. Інші ремонти	-	-	-	125	-	-	-	-	76,79	-

Основні показники підземного ремонту свердловин (таблиця 3.2.2)

Показники	Роки
	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996
1. Кількість виконаних ремонтів	796	792	-0,5	765	-3,8
2. Кількість працівників	413	406	-1,7	413	-
3. Кількість ремонтів на 1-го робітника	1,93	1,95	1,03	1,85	-4,1
4. Вартість всіх закінчених ремонтів	3349508	2264328	-32,3	3776040	12,7
5. Середня вартість 1-го зак. ремонту	4208	2859	-32	-3987	-5,3

Види виконання капітальних ремонтів (таблиця 3.2.3)

	Середня тривалість ремонту, год.					Середня вартість ремонту, грн.
	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996
1. Ліквідація порушення експлуатац. колони	70,7	72,4	2,4	74,8	5,8	402	400,8	-0,49	450,3	12,4
2. Ловильні роботи	30,7	31,2	1,6	32,9	7,2	258,8	243,2	-6,03	261,8	1,2
3. Ліквідація свер-н	14,9	12,6	-15,9	10,8	27,5	244,7	236,8	-3,2	220,4	-9,9
4. Гідравлічні розриви продуктивних пластів	24,3	27,1	11,5	26,5	9,05	263,5	250,7	-4,8	240,4	-8,8
5. Кислотні обробки привибійних зон свердловин 5.1 солянокислі 5.2 термокислі	13,6	14,8	8,8	12,8	-5,8	102,6	104,2	1,5	102,8	0,2
	12,7	13,4	5,5	13,6	7,1	111,5	110,3	0,9	109,5	-1,8
	12	9	-25	12,4	3,3	69,2	64,8	6,4	66,1	-415
6. Обробка свер-н ПАР	15,7	13,2	-15,9	18,2	15,9	113,4	110,2	-2,8	112,7	-0,6
7. Простріли продуктивних горизонтів	27,3	24,1	-11,7	25,4	-6,9	307,3	300,4	-2,24	312,5	104
8. Ізоляція припливу пластової кори а) магнієм б) цементом з алюмінієвою пудрою в) полівініловим спиртом	14,9	12,6	-15,4	13,8	-7,4		120,4	-10,5	119,8	-0,5
	16	14,5	-9,4	18,3	14,4	320,1	318,4	-0,5	320,9	0,2
	1	1	-	2	100	84,3	83,8	-0,6	87,2	3,44
9. Введення нових свер-н з ліквідованого фонду та бездіючого фонду	2	3	50	2	-	158,2	142,7	-9,8	150,7	-4,7
10. Прошивка вибою свердловини	2	2	-	2	-	136	129,5	-4,7	132,9	-2,3

Основні показники капітального ремонту свердловин (таблиця 3.2.4)

Показники	Роки
	1996	1997	%до 1996	1998	%до 1996
1. Кількість виконаних ремонтів	71	65	-8,4	65	-8,4
2. Кількість працівників	300	300	-	282	-6
3. Кількість ремонтів на 1-го робітника	0,24	0,22	-8,3	0,23	-4,1
4. Вартість всіх закінчених ремонтів	1608860	1294800	-19,5	2230745	38,6
5. середня вартість 1-го закінченого ремонту	22660	12920	-42,9	34315	51,4

З наведених показників підземного ремонту свердловин бачимо, що кількість підземних ремонтів у 1995 знизилася на 0,5% і у 1998 році – на 3,8% у порівнянні з 1994. Це пов’язано із зниженням експлуатаційного фонду свердловин. Найбільше проведено підземних ремонтів, пов’язаних із ліквідаціями обривів та відкручуванням штанг, обривів НКТ, ліквідацією негерметичностей ліфта, а також дослідженням свердловин.

Кількість проведених капітальних ремонтів на протязі 1994 – 1996 рр в середньому складає 67 ремонтів, що є значно менше від середньої кількості підземних ремонтів, яка становить 784 ремонти. Це пов’язано з тим, що всі ремонти свердловин проводяться силами бригад підземного ремонту. Це викликане тим, що вартість проведення капітального ремонту свердловин є дуже високою. Проаналізувавши рівні вартості капітальних ремонтів за останні три роки бачимо, що у 1997 році вартість капремонту зменшилась на 42,9%, а у 1998 році зросла на 51,4%. А вартість підземного ремонту зменшилась у 1997 році на 32% і у 1998 році на 5,3% у порівнянні з 1994 роком. Витрати на ремонт свердловин залежать від стану фонду свердловин, трудомісткості і якості ремонту, технічного рівня і організації робіт. Також велику роль відіграють геологічні фактори, такі як глибина підвіски насосно-компресорних труб, досконалість техніки і технології, кваліфікації кадрів, матеріально-технічного забезпечення.

Так як витрати на ремонт свердловин впливають на собівартість продукції, то один із резервів підвищення ефективності ремонту є зниження його вартості.

Зниження вартості можна досягти за рахунок визначення і виділення коштів і засобів на капітальний ремонт свердловин із врахуванням термінів їх експлуатації, регламентування втрат шляхом встановлення параметрів витрат на ремонт свердловин, встановлення оптимальної кількості ремонтних бригад, забезпечення впровадження передової техніки і технології проведення ремонту свердловин та інше.

3.3 Аналіз використання календарного часу та структури ремонтного циклу.

Баланси календарного часу бригад підземного та капітального ремонту свердловин наведено в таблицях: 3.3.1 та 3.3.2

Баланс календарного часу роботи бригади капітального ремонту свердловин.

(таблиця 3.3.1)

	Роки
	1996	%	1997	%	1998	%
Відроблено годин, всього в т. ч. продуктивний час з них глушіння переїзд	37823		36731		33202
	32215	82,5	32027	87,2	29135	87,8
	1557	4,8	1672	5,2	1946	6,8
	974	3	941	2,9	983	3,3
Підготовчо-заключні роботи	2285	7,1	1994	6,2	2343	8,0
Безпосередньо ремонти	27399	85,1	27420	85,7	23863	81,9
в т. ч. непродуктивний час	5608	14,8	4704	12,8	4067	12,2
з них простої	5608	14,8	4704	12,8	4067	12,2
в т. ч. по причині несправності підйомників	713	12,7	1677	35,7	2843	69,9
Роботи не зв’язані з ремонтом свердловин	4895	87,3	3027	64,3	1224	30,1

Баланс календарного часу роботи бригади підземного ремонту свердловин

(таблиця 3.3.2)

	Роки
	1996	%	1997	%	1998	%
Відроблено годин, всього в т. ч. продуктивний час з них глушіння переїзд	59631		59005		58471
	56094	94,1	55326	93,8	53413	91,3
	4614	8,2	4806	8,7	4796	9
	1850	3,3	2039	3,7	2087	3,9
Підготовчо-заключні роботи	6968	12,4	6386	11,5	6877	12,9
Безпосередньо ремонти	42662	76,1	42113	76,1	39653	74,2
в т. ч. непродуктивний час	3537	5,9	3679	6,2	5058	8,7
з них простої	3537	5,9	3679	6,2	5058	8,7
в т. ч. по причині несправності підйомників	3037	85,9	2112	57,4	3777	74,7
Роботи не зв’язані з ремонтом свердловин	-	-	-	-	-	-

З наведених даних видно, що відпрацьований час роботи бригади підземного ремонту свердловин на протязі 1996-1998 рр. постійно зменшується. Так, у 1996 році він становив 59631 год., а у 1998 році – 35202 год. Бачимо, що більшу частину продуктивного часу як при підземних так і при капітальних ремонтах свердловин займає безпосередньо ремонт, багато продуктивного часу займають підготовчо-закінчуючі роботи. При підземному ремонті свердловин спостерігається зростання непродуктивного часу. На протязі 1996-1998 рр., зростання становило у процентному відношенні 2,8 %. В цей же час непродуктивний час бригади капітального ремонту свердловин на протязі останніх трьох років зменшився на 2,6 %. Простої бригади підземного ремонту свердловин пов’язані в основному із несправністю підйомника, а бригади капітального ремонту свердловин – із роботами, що непов’язані з ремонтом свердловин.

Судячи з балансу календарного часу роботи бригад капітального та підземного ремонту свердловин простої залишаються проблемою для управління. Причинами простоїв при ремонтах є:

• старіння фонду і обводнення свердловин;

• недостатня забезпеченість бригад спеціальною технікою;

• недостатня кількість ремонтних бригад та бригад по підготовці свердловин до ремонту.

Значну частину загального часу ремонту свердловин складає час, який затрачається спуско-підіймальні операції. Для зменшення тривалості цих робіт необхідна чітка і налагоджена робота членів бригади, правильний розподіл між ними обов’язків, застосування передових методів роботи.

3.4 Аналіз рівня організації виробництва та праці при ремонті свердловин.

Аналіз рівня організації виробництва та праці при ремонті свердловин проводиться за методикою, яка висвітлена в п 2.3. Там наведений хід розрахунку показників, за допомогою яких можна проаналізувати рівень організації виробництва та праці при ремонті свердловин. Вихідні дані для розрахунку цих показників занесені в таблицю 3.4.1.

Вхідні дані (таблиця 3.4.1.)

	1996	1997	1998
1	2	3	4
1. сер. кваліфікаційний розряд робітників, РРАБ	4,5	4,5	4,5
2. сер. розряд виконуваних робіт РР	4,7	4,7	4,7
3. ефективний фактично відпрацьований час одним робітником або групою робітників за даний період часу, ТЕ	212428	200425	159328
4. максимально можливий фонд робочого часу за даний період, ТРН	328425	331284	352853
5. Внутрішні витрати часу, tВЗ	9	7	7
6. цілоденні затрати робочого часу, tЦД	28	26	26
7. тривалість зміни, tЗМ	8	8	8
8. плановий фонд робочого часу одного робітника в даному періоді , ТПЛ	1820,4	1942,5	1981,6
9. кількість робітників, що допустили порушення трудової дисципліни, ЧДП	2	2	2
10. загальна кількість робітників, Ч	325	350	354
11. тривалість фактичного циклу роботи обладнання, ТЦ	104218	102849	101246
12. кількість ремонті в ремонтному циклі, ПР	238	251	268
13. кількість підземних ремонтів, що проходили з додержанням планових термінів, ПД	240	254	278
14. загальна планова кількість всіх видів ремонтів, ПРП	290	320	328
15. загальна кількість ремонтів, що проведена в даному періоді по видах обладнання, ПРЗ	1356	1264	1208
16. фонд свердловин, ПО	158	158	158
17. фактичний час роботи обладнання за даний період часу, ТФ	28542	30426	32843
18. плановий ефективний фонд часу роботи за той же період , ТП	30674	32846	34569

Результати розрахунків занесено в таблицю 3.4.2

Показники рівня організації виробництва та праці при ремонті свердловин (таблиця 3.4.2.)

	1996	1997	1998
1. Коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією	0,96	0,96	0,96
2. коефіцієнт використання робочого часу	0,65	0,60	0,45
3. Коефіцієнт трудової дисципліни	0,68	0,75	0,76
4. Тривалість міжремонтного періоду	438	409	378
5. Коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування	0,83	0,79	0,85
6. Коефіцієнт частоти ремонтів	8,5	8	7,6
7. Коефіцієнт використання верстатного парку ремонтної бази за часом	0,93	0,92	0,95

Наведені вище розрахункові показники відображають рівень організації виробництва та праці при ремонтах свердловин. Так, коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією на протязі останніх трьох років становить 0,96. Цей показник характеризує відповідність рівня кваліфікації робітників та кваліфікації виконуваних робіт.

Розраховано величина даного показника свідчить про те, що цех ремонту свердловин потребує більш кваліфікованих ремонтників, щоб їх кваліфікація відповідала кваліфікації виконуваних ними робіт. Коефіцієнт використання робочого часу на протязі 1996-1998 рр. постійно зменшується.

З 1996 по 1998 рік він зменшився на 0,2%. Це говорить про те, що максимально можливий робочий час використовується неповністю, а точніше – наполовину.

У 1996 році коефіцієнт трудової дисципліни становив 0,68, а у 1998 році – 0,76. Тривалість міжремонтного періоду у 1996 році становила 438 год., а у 1998 році – 378 год. Цей спад говорить про те, що на підприємстві потрібно провести заходи, які могли б покращити якість ремонтних робіт й збільшити швидкість виконання ремонтів, що привело б до збільшення міжремонтного періоду. Середнє значення коефіцієнта плановості ремонтного обслуговування на протязі 1996-1998 рр. становить 0,82, що говорить про те, що на підприємстві більш-менш дотримуються графіку планово-попереджувальних ремонтів. Бачимо, що коефіцієнт частоти ремонтів досить високий – 8,03 в середньому по трьох останніх роках. Це означає, що на одну свердловину припадає досить велика кількість ремонтів. Ця ситуація зумовлена старінням експлуатаційного фонду свердловин. Середнє значення коефіцієнту використання верстатного парку в середньому становить 0,93, що свідчить при високу екстенсивність його використання.

Отже, судячи з розрахованих показників, можна сказати, що на підприємстві потрібно провести ряд заходів, які б покращили якість ремонту, призвели б до збільшення міжремонтного періоду, скоротили б втрати часу через порушення дисципліни. Крім того варто звернути увагу, щоб раціональніше використовувати робочий час.

Ще хочу спинитися на характеристиці таких загальних показників як принцип прямоточності та принцип паралельності.

Принцип прямоточності передбачає, що всі предмети праці в процесі їх обробки повинні проходити як найкоротший шлях по всіх операціях процесу. Додержання принципу забезпечується раціональним розміщенням робочих місць на всіх операціях процесу, щоб максимально скоротити час транспортних операцій.

Коефіцієнт прямоточності:

ТТР – тривалість транспортних операцій

ТЦ – тривалість циклу

Принцип ритмічності полягає в тому, що випуск продукції в різних проміжках часу здійснюється в однакових розмірах

Коефіцієнт ритмічності:

ВСРЗ – фактично виконані роботи

ВП – планові роботи

Принцип паралельності передбачає одночасне (паралельне) використання окремих операцій в часі. Має особливе значення у випадку, коли відпускається складна продукція чи виконуються складні роботи і послідовне виконання всіх складових привело б до значного збільшення виробничого циклу. Паралельність виконання операцій досягається на практиці за рахунок раціонального розчленування виробничого процесу на складові частини операцій і виконання їх одночасно.

Коефіцієнт паралельності

де ТЦ – тривалість циклу.

Вхідні дані для розрахунку загальних показників занесено в таблицю 3.4.3

Вхідні дані (таблиця 3.4.3)

Показники	Роки
	1996	1997	1998
1. Тривалість транспортних операцій, год.,ТТР	974	941	983
2. Тривалість циклу, год.,ТЦ	37823	36731	33202
3. Фактично виконані роботи, ВФ	71	65	65
4. Планові роботи, ВП (к-ть ремонтів)	73 4895	66 3027	67 1224

Результати розрахунків занесено в таблицю 3.4.4

Загальні показники організації виробництва при ремонті свердловин (таблиця 3.4.4)

Показники	Роки
	1996	1997	1998
Коефіцієнт прямоточності, КПР	0,974	0,974	0,970
Коефіцієнт ритмічності, КР	0,972	0,984	0,970
Коефіцієнт паралельності, КПАР	0,12	0,08	0,04

З розрахованих загальних показників видно, що прямоточність виконання робіт забезпечено на високому рівні, на протязі трьох років рівень коефіцієнта становить 0,97. Це говорить про те, що на підприємстві раціонально розміщені робочі місця і час транспортних операцій скорочений до достатнього рівня.

На високому рівні тримається і коефіцієнт ритмічності, він становить в середньому 0,98. Це говорить про те, що роботи в різних проміжках часу виконуються в однакових розмірах, а також про те, що фактично виконані роботи майже відповідають запланованим.

Не вдається лише забезпечити належного рівня коефіцієнта паралельності. Його значення досі низьке і в середньому на протязі трьох останніх років становить 0,08. Тобто процес ремонтних робіт не вдається розчленувати на окремі складові частини для одночасного їх виконання через строгу послідовність виконання операцій при здійсненні ремонтів.

Розділ 4. Заходи по удосконаленню організації ремонту свердловин.

4.1 Впровадження модернізованого станка А-50м для прискорення виконання ремонтних робіт.

Агрегат А-50 призначений для виконання наступних робіт: розбурювання цементної пробки в трубах діаметром 5-6’’ і зв’язані з цим процесом операції (спуск і підйом насосно-компресорних труб, промивка свердловин і т.д.), встановлення фонтанної арматури, ремонт і ліквідація аварій.

Всі механізми агрегату за винятком промивального насоса, монтуються на шассі автомобіля КРАЗ-257 вантажопідйомністю 50 тон. Привід механізмів – ходовий двигун автомобіля КРАЗ-257 потужністю 210 к. с. при 2100 об/хв.

Габаритні розміри агрегату в транспортному положенні 12460х4160х2650 мм. Вага транспортування – 22100 кг., вага всього станка – 30603 кг.

При капітальних ремонтах свердловин на Богородчанському газосховищі використовують станок А-50. Вагому долю тривалості капітального ремонту свердловин занімає час на монтаж і демонтаж станка, здійснення спуско-підйомних операцій. Скоротити затрати часу на використання цих операцій дозволяє модернізація станка А-50, яка полягає у встановленні двох додаткових гідромоторів, використанні гідродомкратів на зміну гвинтовим домкратам (використовуються для центрування вишки), а також гідрозкріплювача (проводиться розкручування і закручування різьбових з’єднань труб і перехідників). При чому, при використанні модернізованого станка А-50м вдається прискорити монтаж та демонтаж на 9,3%, а спуско-підйомні операції на 15%.

Показники для розрахунку ефективності використання станка А-50м

Показники	А-50	А-50м
Тривалість монтажу станка, хв.	210	192
Тривалість демонтажу станка, хв.	153	140
Тривалість спуско-підіймальних операцій	456	388
Капітальні вкладення на проведення заходу, грн.	-	1000
Вартість 1-го закінченого ремонту	34315	30216
Середня кількість ремонтів, виконаних бригадою капремонту в рік	-	70

1. Визначаємо величину, на яку скорочується тривалість монтажу станка

ТМ2 * 210 * 210 * 0,93=192 хв.; ТМ=210-192=18 хв.

1. Визначаємо величину, на яку скорочується тривалість демонтажу станка

ТМ2 153 * 153 * 0,93=140 хв.; ТМ=153-140=13 хв.

1. Визначаємо час на спуско-підіймальні операції після впровадження заходу

ТСПО = 456-0,15*456 = 388 хв.

1. Визначаємо економічну ефективність від впровадження заходу

ВО, ВІ – вартість 1-го закінченого ремонту відповідно до і після впровадження заходу, грн.

К – капітальні вкладення на проведення заходу, грн.

П – середня кількість ремонтів, виконаних бригадою капремонту в рік

грн.

Як бачимо, впровадження модернізованого станка А-50м привело до зменшення експлуатаційних витрат на 286,93 грн. Крім того спостерігається значний вплив на тривалість міжремонтного періоду. Розрахуємо його величину до впровадження заходу і після:

За 1998 рік тривалість фактичного циклу робіт обладнання (по одній свердловині) становила:

ТД = 117 діб * 24 год. = 2810 год.

Середня кількість ремонтів становить 12

ТМРП = =234 год.

Після впровадження станка А-50м ТЦ=152 доби * 24 год.=364 год. ПР=10

ТМРП = =364,8 год.

Як бачимо, тривалість міжремонтного періоду збільшилась рази. Це говорить про доцільність використання модернізованого станка А-50м для ремонту свердловин.

1. Обробка привибійної зони поверхневою активною речовиною з метою покращення роботи свердловини.

При освоєнні свердловини проводять її продувку з метою очищення пласта. При проведенні однієї продувки витрачається близько 30-40 тис. м3 газу. Щоб добитися належних результатів проводять 5-6 продувок, відповідно витрачається велика кількість газу. Впровадження обробки привибійної зони свердловини савенолом дозволяє скоротити кількість продувок до 2-3. Перед тим я к відобразити ефективність впровадження такого заходу, варто відмітити що вартість 1 м3 газу становить 320 грн., середня тривалість продувки однієї свердловини – 2 год.

При одній продувці витрачається газу на 320*30=9600 грн. Вартість обробки савенолом – 280 грн.

Розрахуємо економічну ефективність від впровадження заходу за

формулою ;

Де ВО та ВІ – це вартість витраченого газу відповідно до і після впровадження заходу, грн., К – капіталовкладення для впровадження заходу, грн.

грн.; ВО=9600*6=57600 грн., ВІ=9600*3=28800 грн.

Крім того в результаті обробки привибійної зони савенолом втрати зменшуються більш як у 2 рази, тобто на 29600 грн. Захід значно прискорює освоєння пласта, так як час, що втрачається на продувку свердловини скорочується на 360 хв.

Крім того варто відмітити, що обробка привибійної зони савенолом значно зменшує кількість ремонтів, що мають місце при освоєнні пласта.

Кількість проведених ремонтів при освоєнні пласта (таблиця 4.2.1)

№ п/п	№ сверд-ловини	Кількість проведених ремонтів			Зменшення к-сті ремонтів у порівнянні з 1996 роком
		1996	1997	1998	1997	1998
1	104 – СП	6	4	3	2	1
2	55 - СП	4	2	2	2	-
3	57 – СП	-	-	-	-	-
4	5 – СП	4	1	1	3	-
5	6 – ПД	1	-	-	1	-
6	101 - СТР	5	3	2	2	1
7	59 – Д	2	1	-	1	-
8	4 – СП	6	5	3	1	-
9	60 - СП	1	-	-	1	-
Всього		29	16	12	13	4

Визначимо, як змінився коефіцієнт частоти ремонтів по 9-ти свердловинах, привибійну зону яких обробили савенолом; ,

де ПРЗ – загальна кількість ремонтів, ПО – кількість одиниць обладнання.

Отже у 1996 р.: КЧР==3,2; у 1997 р.: КЧР==1,8; у 1998 р.: КЧР==1,3

Тепер подивимося, як зміниться коефіцієнт частоти ремонтів вирахуваний до загального фонду свердловин (дані з таблиці 3.4.1 та 4.2.1). за 1997 р. Загальна кількість ремонтів становила 1264. На 9-ти свердловинах після впровадження заходу кількість ремонтів з 29 стала 16. Таким чином без впровадження заходу кількість ремонтів становила б 1264+(29-16)=1277; КЧР==8,08, а у 1998 році 1208+(29-12)=1225, а КЧР==7,75. Отже, коефіцієнт частоти ремонтів після обробки привибійної зони свердловин савенолом у 1997 році зменшився у 8,08 разів, а у 1998 році – у 7,75 разів.