Организация технического обслуживания в добыче нефти и повышение ее эффективности

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Экономика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеет нефть для развития народного хозяйства России. Тяжелые остатки переработки нефти — это дешевый и удобный вид энергетического и бытового топлива.

Для качественной работы оборудования для нефтедобычи необходимо его качественное и своевременное обслуживание для минимизации простоев оборудования.

Вышесказанное обуславливает актуальность выбранной темы исследования «Организация технического обслуживания в добыче нефти и повышение ее эффективности».

Цель работы — изучить организация технического обслуживания в добыче нефти и повышение ее эффективности.

На основе цели работы, сформулируем задачи исследования:

-рассмотреть цели и производственные задачи технического обслуживания в добыче нефти;

-изучить организацию технического обслуживания в добыче нефти

-рассмотреть организацию взаимоотношений со сторонними ремонтными службами в добыче нефти;

-провести анализ показателей уровня технического обслуживания в добыче нефти;

-выявить влияние уровня технического обслуживания на эффективность выполнения целевых работ в добыче нефти;

-провести разработку комплекса мер по повышению эффективности организации технического обслуживания в добыче нефти;

-сделать оценку ожидаемой результативности совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти;

-сделать выводы и дать рекомендации на основе проведенного исследования.

Предмет исследования — техническое обслуживание в добыче нефти.

Объект исследования — техническое обслуживание в добыче нефти в ООО «Лангепаснефтегаз».

Научные методы, использованные при написании работы — наблюдение, сравнение, анализ в динамике.

Для написания работы были использованы труды авторов, таких как Юсипов М. В, Савицкая Г. В., Волкова О. И и др., а также бухгалтерская отчетность ООО «Лангепаснефтегаз» последних лет.

Работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованных источников. Список литературы насчитывает 25 источников последних лет издания.

1. Характеристика организации технического обслуживания

1.1 Цели и производственные задачи технического обслуживания в добыче нефти

Эксплуатация оборудования сопровождается непрерывными и необратимыми изменениями в деталях и сопряжениях, вызываемыми изнашиванием, деформациями, коррозией и другими факторами, накопление и наложение которых друг на друга приводит к снижению рабочих характеристик и отказу. Работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования позволяют снизить вероятность возникновения неисправностей и поддержать работоспособность изделий на должном уровне.

Техническое обслуживание — это комплекс работ для поддержания работоспособности или исправности оборудования для нефтедобычи.

Техническое обслуживание предусматривает:

-осмотр, систематическое наблюдение и выявление неисправностей;

-эксплуатационный уход за оборудованием;

-контроль (проверка, испытание) режимов работы и надежности в соответствии с требованиями действующих правил и норм, производственных инструкций;

-устранение мелких дефектов.

Основой планирования и организации технического обслуживания и ремонта является структура ремонтного цикла.

Структура ремонтного цикла — это последовательность чередования плановых операций технического обслуживания и ремонта, определяемая периодичностью их проведения.

Непрерывность процесса добычи нефти в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, технического обслуживания и ремонта нефтяных скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта добывающих скважин связана с износом эксплуатационного оборудования, а также с осуществлением мероприятий по охране недр.

Основные цели ремонтных цехов и служб -- поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин и предупреждение последствий износа оборудования при необходимом соблюдении правил охраны недр.

Цели системы полного технического обслуживания оборудования предполагает осуществление следующего комплекса мероприятий:

-формирование и поддержание оптимальной структуры парка оборудования с учетом особенностей выпускаемой продукции, технологии и объемов производства;

-обеспечение эффективной работы каждой единицы оборудования за счет конкретных усовершенствований как самого оборудования, так и системы его технического обслуживания;

-изменение обязанностей всех работающих таким образом, чтобы каждый рабочий-оператор не только выполнял производственные функции, но и самостоятельно обслуживал то оборудование, на котором работает;

-систематическое повышение квалификации и обучение рабочих-операторов и обслуживающих бригад;

-создание специальных организационных структур, ответственных за состояние оборудования и выполняющих функции календарного планирования ремонта, обеспечения запасными частями, осуществления модернизации оборудования и т. п.

Производственные задачи технического обслуживания в добыче нефти:

1. Улучшение организации обслуживания и ремонта скважин -- большая производственно-техническая проблема. Вследствие большого удельного веса ручных работ, а также индивидуального характера производства запасных частей промыслового оборудования и других подсобно-вспомогательных работ затраты на ремонт на нефтедобывающих предприятиях весьма велики. Поэтому необходимо ускорять и удешевлять ремонт скважин при широком внедрении мероприятий по совершенствованию технологии и организации проведения ремонтных работ, применения комплексной механизации (в первую очередь, при подземных ремонтах скважин).

2. Очень большое значение имеет и модернизация оборудования. Поэтому перед нефтегазодобывающими предприятиями стоит задача не только улучшения организации ремонтных работ, но и рационализации, модернизации и замены устаревшего оборудования.

Хорошее состояние и длительность службы действующих скважин могут быть обеспечены только при согласовании деятельности работников по их эксплуатации, обслуживанию и ремонту.

В настоящее время оборудование ремонтируют в планово-предупредительном порядке, что означает профилактический характер ремонтов и проведение их по заранее намеченному графику.

3. Работа со скважинами предполагает уход за эксплуатационным оборудованием в период от ремонта до ремонта (межремонтное обслуживание) и проведение плановых ремонтов скважин. При осмотре эксплуатационного оборудования смазывают рабочие части и по мере надобности заменяют сальники. Уход за эксплуатационным оборудованием включает в себя обязательное поддержание чистоты на скважинах, протирку рабочих частей эксплуатационного оборудования и т. д.

Уход за скважинами -- важнейшее средство поддержания их, а работоспособном состоянии, уменьшения износа рабочих частей эксплуатационного оборудования, увеличения межремонтных периодов, а также сроков службы скважин. Он заключается в систематическом осмотре эксплуатационного оборудования скважин между ремонтами с целью выявления имеющихся неполадок в работе. Неполадки, которые можно исправить немедленно, устраняют в процессе осмотра, другие же -- при очередном ремонте.

Уход за скважинами осуществляют рабочие основного производства-- операторы добычи нефти, следующие по определенному маршруту и в соответствии с графиком с указанием ежедневных операций, которые необходимо выполнить.

1.2 Сложившаяся организация технического обслуживания в добыче нефти

Техническое обслуживание в добыче нефти можно классифицировать по различным признакам (таблица 1. 1):

Таблица 1. 1-Классификации технического обслуживания (ТО)

Признак

Классификация

В зависимости от этапа эксплуатации различают:

— ТО при использовании;

— ТО при хранении;

— ТО при транспортировании;

— ТО при ожидании.

По периодичности выполнения:

— ежедневное ТО, проводимое для конкретного вида оборудования по определенному перечню работ;

— периодическое ТО, проводимое через определенные в эксплуатационной документации значения наработки или интервал времени;

— сезонное ТО выполняется при подготовке оборудования к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях.

По регламентации выполнение проводится:

— ТО регламентированное предусмотренное в нормативной документации с периодичностью и объеме независимо от технического состояния оборудования;

— ТО с периодическим контролем — через установленные в эксплуатационной документации значения наработки или интервалы календарной времени;

— ТО с непрерывным контролем — по результатам непрерывного контроля технического состояния оборудования.

По организации выполнения производится:

— ТО поточное — на специализированных рабочих местах с определенной технической последовательностью;

— ТО централизованное — персоналом и средствами одного подразделения предприятия;

— ТО децентрализованное — персоналом и средствами нескольких подразделений предприятия;

— ТО эксплуатационным персоналом;

— ТО специализированным персоналом;

— ТО эксплуатирующим предприятием;

— ТО сервисным предприятием;

— ТО предприятием — изготовителем.

Графики работ по проведению ТО разрабатываются в соответствии с инструкциями и рекомендациями предприятий — изготовителей владельцем оборудования, согласовываются с эксплуатирующими подразделениями и утверждаются в установленном порядке.

Результаты ТО заносятся в специальный журнал и при обслуживании оборудования подрядными или сервисными организациями, оформляются актом приемки- сдачи.

Контроль осуществляется службой главного механика предприятия.

Ремонт — комплекс операций по восстановлению исправного или работоспособного состояния оборудования и его ресурса.

В процессе ремонта устанавливаются причина и природа возникновения дефекта, производится наладка или замена отказавшего элемента, контроль технического состояния и испытание объекта в целом. Ремонт должен обеспечивать восстановление геометрических размеров, физико-механических свойств деталей и конструктивно- эксплуатационных характеристик изделия в целом.

В зависимости от объема и степени восстановления ресурса различают капитальный, средний и текущий ремонты.

Текущий ремонт (ТР) — это ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности оборудования. Работы, выполняемые при ТР, невелики по объему и сложности и включают в себя проверку технического состояния объекта, замену и восстановление быстроизнашивающихся деталей оборудования, регулировку, смазку, дефектоскопию отдельных узлов.

Капитальный ремонт (КР) — осуществляется с целью восстановления исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые, и их регулировкой. Это наиболее объемный и сложный вид ремонта.

Перед капитальным ремонтом проводятся подготовительные работы: диагностирование, сбор информации о параметрических данных эксплуатации за ремонтный цикл, произведенных видах ТОР и замененных узлов и деталей.

В объем капитального ремонта входят все виды работ, отнесенных к техническому обслуживанию и текущему ремонту; замена и восстановление всех изношенных деталей и узлов, включая базовые; определение состояния фундамента, величины и характера его осадки. При этом производится полная разборка изделия, мойка, дефектоскопия и замена узлов, деталей, с последующей сборкой, регулировкой, испытанием отремонтированного оборудования, окраской и маркировкой.

Капитальный ремонт производится специализированными и сервисными предприятиями, а также ремонтными и эксплуатирующими подразделениями предприятий-владельцев оборудования, имеющих соответствующие лицензии на право проведения ремонтных работ.

Средний ремонт — предусмотрен для определенного вида оборудования и производится с целью частичного восстановления его ресурса с заменой сборочных единиц ограниченной номенклатуры. Проводится на месте эксплуатации для громоздкого и тяжелого оборудования.

По степени использования унифицированных ремонтных деталей и сохранению принадлежности ремонтируемых частей метод ремонта может быть обезличенным, необезличенным или агрегатным.

При обезличенном методе не сохраняется принадлежность отремонтированных деталей конкретному оборудованию. Такой метод способствует внедрению типовых технологических операций ремонта, но возможен при достаточной оснащенности сервисного предприятия и серийности типового ремонтируемого оборудования.

Применение необезличенного метода предусматривает сохранение принадлежности деталей ремонтируемому изделию, за исключением деталей общего назначения (крепежных, подшипников и др.)

Агрегатный метод представляет собой разновидность обезличенного ремонта, при котором неисправные узлы заменяются новыми или заранее отремонтированными.

По регламентации выполнения можно выделить регламентированный ремонт и ремонт по техническому состоянию.

Регламентированный ремонт, объем и периодичность которого, устанавливается в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, проводится в плановом порядке, независимо от технического состояния оборудования.

Ремонт по техническому состоянию, производится в соответствии с фактическим состоянием объекта по результатам контроля технического состояния оборудования, периодичность и объем которых установлен в нормативно-технической документации.

Виды, объем, и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования определяются конструктивными особенностями, функциональным назначением, условиями его эксплуатации, требованиями к показателям эффективности и другими факторами.

Весь комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР) можно подразделить на две группы (таблица 1. 2):

Таблица 1. 2- Комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР)

комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР)

профилактические работы, направленные в основном на предупреждение отказов и повреждений, имеющие плановый характер;

работы по выявлению и устранению неисправностей, вызвавших отказ и повреждение оборудования.

Под системой ТОР понимают совокупность мероприятий, средств и документации по проведению технического обслуживания и ремонта оборудования. Задачей системы ТОР является управление техническим состоянием оборудования для обеспечения его работоспособности и заданного уровня готовности, снижения удельных затрат на проведение ТОР.

Выполняемые при этом операции обычно включают две составные части: контрольную и исполнительную. В зависимости от выбора критерия оптимальности (технического или экономического) меняется соотношение этих операций и структура различных систем технического обслуживания и ремонта (ТОР).

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности используются следующие системы технического обслуживания и ремонта:

— по наработке, при которой объем и периодичность выполнения операций определяются значением отработанного времени с начала эксплуатации или после капитального ремонта, и в зависимости от нее назначаются едиными для всех однотипных объектов;

— по техническому состоянию, при котором перечень и периодичность операций определяются фактическим состоянием изделия, устанавливаемого на основании результатов диагностирования.

Отличие систем технического обслуживания и ремонта (ТОР) заключается в характере технологических процессов, использовании ресурсов оборудования, общей трудоемкости ремонтных работ, необходимой оснащенности производственно-технической базы.

При выборе ТОР необходимо руководствоваться как технической целесообразностью, характеризующей надежность работы оборудования, так и экономической целесообразностью, определяемой величиной эксплуатационных затрат.

Правильно подобранная система должна обеспечивать эффективное использование оборудования, выполняя основное требование к процессу эксплуатации в целом, заключающееся в минимизации затрат при обеспечении наибольшей вероятности работоспособности объекта в необходимый момент времени.

Применение технико-экономического обоснования при выборе оптимальной структуры системы, обеспечивает высокое техническое состояние машин и минимальные эксплуатационных расходы.

Плановые ремонты скважин заключаются в ремонте наземного и подземного оборудования скважин.

Ремонт наземного оборудования скважин заключается в проведении малых (текущих), средних и капитальных ремонтов наземного оборудования. При этом ремонт и модернизацию всех видов оборудования, как правило, должны осуществлять центральные прокатно-ремонтные базы, обслуживающие все предприятия объединения.

Непосредственное обслуживание основного производства осуществляют базы производственного обслуживания на самом предприятии, которые для этих целей имеют прокатный цех эксплуатационного оборудования и прокатный цех электрооборудования и электроснабжения.

База производственного обслуживания осуществляет прокат закрепленного за ней механического и энергетического нефтепромыслового оборудования, инструмента и поддерживает его в работоспособном состоянии; отвечает за состояние механизмов и оборудования, обеспечивает плановое и оперативное проведение их ремонтов, модернизацию узлов и отдельных деталей; осуществляет обкатку механического и энергетического оборудования и средств автоматизации на пусковых объектах; обеспечивает нефтепромысловые объекты необходимыми запасными частями и узлами; ведет подготовку новых технических средств к испытаниям, консервацию и хранение неустановленного оборудования, учет наличия, движения и технического состояния оборудования, инструмента; вносит предложения по описанию устаревшего и изношенного оборудования и инструмента; определяет потребности в запасных частях, узлах, деталях, инструменте, материалах для ремонта оборудования, скважин, механизмов; составляет планы ремонта оборудования (годовые, квартальные, месячные); своевременно представляет в управление предприятия информацию о результатах выполнения работ на объектах основного производства. Подземный ремонт оборудования скважин заключается в проведении текущих и капитальных ремонтов скважин.

Текущий подземный ремонт скважин представляет собой комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования, обеспечивающего выполнение плана по добыче нефти, в работоспособном состоянии. Как правило, текущий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР). Однако на практике проводят и восстановительные ремонты с целью устранения всевозможных нарушений нормальной эксплуатации скважины или вследствие пропусков сроков ППР. Такое нарушение сопровождается снижением дебитов или полным прекращением подачи нефти.

К текущим подземным ремонтам скважин относятся, например: смена насосов или отдельных его деталей, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена насосно — компрес- сорных труб или штанг и т. д.

Собственно подземному ремонту предшествуют подготовительные работы, например: доставка к скважине труб, штанг, подъемного блока, вертлюга, шланга, желонок, тартального каната, центрирование вышки или мачты, проверка их оттяжек и т. д.

На скважинах, требующих частых ремонтов, а также на вы-сокодебитных скважинах необходимо иметь постоянную оснастку талей, подъемные тали, оттяжные ролики.

Капитальный подземный ремонт скважин имеет свои особенности, обусловленные тем, что скважины представляют собой систему эксплуатационное оборудование -- пласт. Поэтому подземный капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния эксплуатирующегося горизонта и подземной части эксплуатационного оборудования, а также с проведением мероприятий по охране недр. В состав работ по капитальному ремонту входят мероприятия по устранению нарушений, происшедших в эксплуатационной колонне (слом, смятие), по изоляции вод (изоляционно-ремонтные работы), по возврату на вышележащие горизонты и углублению скважин, работы по ликвидации скважин.

В настоящее время одна из главных задач, стоящих перед нефтяниками,-- это укрепление цехов подземного и капитального ремонтов скважин, усиление их технической базы, обмен опытом внедрения новой техники, применение передовых методов труда и высокопроизводительных приемов работы.

Улучшение работ по текущему и капитальному подземному ремонтам создает необходимые условия для поддержания действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также для его роста за счет простаивающих скважин.

Это, в свою очередь, является условием увеличения добычи нефти и улучшения основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего предприятия.

1.3 Организация взаимоотношений со сторонними ремонтными службами в добыче нефти

ООО «Лангепаснефтегаз» в своей деятельности может как привлекать сторонние организации для проведения каких-либо работ по ремонту оборудования для нефтедобыче, так и самому, привлекаться для выполнения каких-либо работ, в качестве сторонней организации.

Как правило, при таких отношениях компания-заказчик делегирует всю полноту ответственности за выполнение проекта генеральному подрядчику, который вместе с ответственностью и рисками за конечный результат получает определенную самостоятельность в ведении работ при условии соблюдения нормативно-технических регламентов и проектной документации.

Работы по ремонту могут выполняться как силами самого предприятия (отдельных работников или структурных подразделений), так и силами сторонних исполнителей. В первом случае говорят о ремонте хозяйственным способом, во втором --подрядным способом.

Ремонт является разновидностью работ, а не услуг, поэтому в случае его выполнения силами стороннего исполнителя должен заключаться договор подряда (вероятно, именно поэтому ремонт называется выполненным подрядным способом), а не договор возмездного оказания услуг. В силу договора подряда одна сторона (подрядчик) обязуется выполнить по заданию другой стороны (заказчика) определенную работу и сдать ее результат заказчику, а заказчик обязуется принять результат работы и оплатить его (статья 702 ГК РФ). Сторонним исполнителем ремонтных работ могут выступать специализированные ремонтные организации, индивидуальные предприниматели или граждане. Договор подряда на выполнение ремонтных работ помимо общепринятых положений гражданско-правовых договоров должен определять следующие существенные аспекты:

-перечень имущества, подлежащего ремонту, срок выполнения работ и их стоимость;

-производственные площади, на которых будет производиться ремонт (в подсобных и иных помещениях заказчика или исполнителя). Если ремонт производится на территории исполнителя, необходимо определить, кто должен транспортировать оборудование и за чей счет оплачиваются транспортные расходы (оплачиваются отдельно или входят в стоимость ремонта);

-порядок сдачи-приемки работ (сроки, какими документами оформляется, перечень должностных лиц, уполномоченных принимать имущество из ремонта и т. п.);

· порядок оплаты выполненных работ;

· штрафные санкции за некачественное, несвоевременное выполнение работ, за задержку оплаты работ и т. п.

Как правило, при выборе исполнителя руководствуются информацией о качестве, сроке и стоимости работ. Иными словами, из всех возможных вариантов выбирается тот исполнитель, который выполнит работы в минимальные сроки при требуемом уровне качества и за приемлемое вознаграждение. Однако законодательством установлены некоторые виды имущества, ремонт которых может выполняться только специализированными организациями, т. е. есть в таких случаях недопустимо выполнение ремонта ни собственными силами, ни силами обычных подрядчиков.

За качество проведенного ремонта генеральный подрядчик отвечает не только до момента подписания акта приемки-передачи. После подписания всех передаточных документов, гарантийных обязательств, ответственность за эксплуатацию скважины несут совместно подрядчик (сторонняя организация) и заказчик. Если заказчик неправильно эксплуатировал отремонтированное оборудование, гарантия аннулируется. Если же поломка происходит в течении гарантийного срока по виде сторонней организации, выполнявшей ремонт, эта организация в определенные сроки должна устранить дефект на бесплатной основе.

Среди этих унифицированных форм для оформления операций по ремонту имущества используются следующие.

Форма ОС-3 «Акт приемки-сдачи отремонтированных, реконструированных и модернизированных объектов» применяется для оформления приемки-сдачи основных средств не только из ремонта, но и после реконструкции или модернизации. Акт подписывается работником организации, уполномоченным на приемку основных средств, и представителем ремонтного подразделения организации (при хозяйственном способе работ), после чего он передается в бухгалтерию. Далее Акт подписывается главным бухгалтером (бухгалтером) и утверждается руководителем организации или иным уполномоченным лицом.

В случае капитального ремонта в технический паспорт соответствующего объекта основных средств вносятся необходимые изменения характеристик объекта.

Если ремонт выполнен сторонней организацией (подрядным способом), акт составляют в двух экземплярах. Первый экземпляр остается в организации, второй передается ремонтной организации.

В случае осуществления капитального ремонта соответствующие данные вносятся в форму ОС-6 «Инвентарная карточка учета основных средств».

Форма ИНВ-10 «Акт инвентаризации незаконченных ремонтов основных средств» применяется при инвентаризации незаконченных ремонтов зданий, сооружений, оборудования и других объектов основных средств. Акт составляется в двух экземплярах ответственными лицами инвентаризационной комиссии на основании проверки состояния работ в натуре, подписывается всеми членами комиссии, после чего один экземпляр передается в бухгалтерию, второй -- материально ответственным лицам.

2. Оценка эффективности организации технического обслуживания в добыче нефти в ООО «Лангепаснефтегаз»

2.1 Анализ показателей уровня технического обслуживания в добыче нефти в ООО «Лангепаснефтегаз»

В начале рассмотрим план технического обслуживания на 2014 год:

Планом 2014 года предусмотрены следующие виды работ по линейной части (табл.2. 1)

Таблица 2. 1-План работ ООО «Лангепаснефтегаз» на 2014 год

Вид работ

Ед. изм.

Значение

Устранение дефектов

Шт.

329

Предремонтное обследование изоляции МН

Км.

35

Предремонтное обследование изоляции ВЛ

км

40

Ремонт ограждений и площадок обслуживания на нефтепроводе

шт

3

Ремонт и замена коверов

шт

17

Берегоукрепление нефтепровода

Уч-к

3

Капитальный ремонт автотракторной техники

Ед.

12

Показатели для реализации плана ремонтных работ на плановый период была рассчитана и представлена в таблице 2.2.

Таблица 2. 2-Показатели для реализации плана ремонтных работ ООО «Лангепаснефтегаз» на плановый период

Показатель

Отчетный год

Плановый год

Абс. Изменение планового периода к отчетному

Относит. Изменение планового периода к отчетному (%)

1. Коэффициент специализации, %

28

30

2

1,07

2. Коэффициент кооперации

72

70

-2

0,97

3. Трудоемкость ремонта, чел. час

731,8

729,7

-2,1

0,99

4. Количество рабочих занятых в ремонте, чел.

59

66

7

1,12

5. Количество текущих ремонтов

19

22

3

1,16

6. Количество технических осмотров

3630

3782

152

1,04

7. Количество кап. ремонтов

2

1

-1

0,5

8. Время простоя нефтепровода, сут.

0,23

0,22

-0,01

0,96

Из таблицы видно, что количество текущих ремонтов увеличилось на три шт., при этом идет снижение трудоемкости ремонта на 2,1 чел. час, это снижение произошло из-за увеличения числа рабочих занятых в ремонте на 7 чел., также идет увеличение коэффициента специализации на 2%, это означает, что увеличилось число ремонтов устраненных собственными силами. Время простоя нефтепровода сократилось незначительно на 0,01 сут.

Система технического обслуживания и ремонта (ТОР) скважин состоит из комплекса положений и нормативов, определяющих стратегию проведения ремонтных работ по поддержанию и восстановлению работоспособности и ресурса находящихся в эксплуатации скважинных установок.

При решении задачи обоснования требуемого уровня обобщенного показателя надежности работы нефтепромысловых систем обычно выбирают показатель эффективности технического обслуживания и ремонта скважин, характеризующий эффективность проводимых мероприятий Э, определяемый по формуле 2.1:

(2. 1)

где — показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин 2. 2:

(2. 2)

— показатель эффективности существующей (базовой) системы выполнения ремонтных работ на скважинах 2. 3:

(2. 3)

Си — затраты на ремонты скважин в исходной базовой системе;

— надежность исходной базовой системы;

0, n — вероятность выполнения плана одной и n бригадами при условии отсутствия отказов скважин.

Показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин объединяет в себя всю информацию о надежности и эффективности базовой и внедряемой систем и может быть использован для обоснования требований по надежности на основе сравнительного анализа эффективности рассматриваемых систем. Если 0, то применение ТОР будет эффективнее базовой системы.

Расчет Э тор взбмем из годового отчета ООО «Лангепаснефтегаз» за 2013 год

Э=(0,97−0,7)/0,97=0,28

На ООО «Лангепаснефтегаз» применение системы ТОР эффективнее базовой системы в 2013 году, так как 0.

Проведенные исследования для условий Ханты-Мансийского автономного округа показывают, что для обеспечения эффективности существующей на нефтяных промыслах системы технического обслуживания необходимо обеспечивать надежность системы не ниже 0,8 и 0,9 для ШСН и ЭЦН соответственно, при этом коэффициент эксплуатации не должен опускаться ниже 0,93. В современных условиях, когда фонд скважин старый, а месторождения введены в разработку в прошлом столетии, для обеспечения требуемой надежности работы необходимо принять новую схему организации ремонтных работ. При этом необходимо в качестве критерия оптимальности использовать коэффициент технической готовности и стремиться обеспечить максимальную прибыль при снижении затрат и количества отказов до минимума.

Сводные данные по эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта (планово-аварийные ТОР) установок ЭЦН на скважинах приведены в табл. 2.3. :

Таблица 2. 3-Технико-экономические показатели эффективности системы ТОР в 2013 году

Месторождение

Кг, д.е.

Топт, сут.

Затраты, у.е.

Прибыль, у.е.

Урьевское

0,9712

224

9196,7

56 122

Локосовское

0,9571

223,3

9296,7

55 937

Чумпасское,

0,9631

203,8

9253,6

56 016

Покамасовское

0,9655

243,3

9236,8

56 047

Курраганское

0,9457

210,3

9380,5

55 787

Коэффициент годности основных средств — коэффициент равный отношению остаточной стоимости (первоначальной стоимости основных фондов за вычетом износа) к их полной первоначальной (восстановительной) стоимости. Данными для его расчета служит бухгалтерский баланс.

Из таблицы видно, что самый высокий коэффициент готовности — на Урьевском месторождении, самый низкий — на Курраганском, а оптимальный период проведения ремонтов варьируется в пределах от 203,8 до 243,3 суток.

Используя полученные данные, можно сделать вывод о том, что применение стратегии плановых профилактик и внеплановых ремонтов в условиях месторождений ООО «Лангепаснефтегаз» наиболее эффективно. Использование этой стратегии позволяет получить высокие показатели надежности работы насосов УЭЦН при больших периодах проведения ТОР, в среднем превышающих в 3,4 раза периоды проведения ТОР при использовании стратегии плановых профилактик. Так, коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5%; при этом позволяет увеличить рентабельность работы скважины за счет снижения удельных затрат и увеличения удельной прибыли.

Сравнение полученных минимальных удельных затрат показывает эффективность проведения планово-аварийных ТОР насосов ЭЦН. Расчеты показали также, что проведение планово-аварийных ТОР в скважинах вышеперечисленных месторождений позволяет получить дополнительную удельную прибыль в размере от 4,3% до 10,5%. Но при этом уровень интенсивности отказов остается несколько выше, чем при использовании стратегии плановых профилактик.

С помощью таблицы 2.4 рассмотрим прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике:

Таблица 2. 4- Прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в динамике

Показатель

2012

2013

2013 к 2012,%

Число дней простоев скважин из-за поломок оборудования

36

28

0,78

Средняя цена простоя скважины за 1 день простоя (упущенная прибыль), тыс. руб.

287

296

1,01

Количество текущих осмотров оборудования

86

102

1,19

Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины не требуется

203

212

1,04

Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины требуется

11

9

0,82

Количество возникновения повторных поломок

3

1

0,33

Как видно из таблицы 2. 4, число простоев скважин из-за поломок оборудования в 2013 году снизилось на 22%. Количество текущих осмотров оборудования увеличилось на 19%. Количество малых выявленных дефектов увеличилось на 4%, количество сильных дефектов, благодаря осмотрам, снизилось на 18%, колиество повторных поломок снизилось в 3 раза. На ООО «Лангепаснефтегаз» из-за увеличения числа текущих осмотров оборудования по добыче нефти показатели эффективности организации технического обслуживания улучшились в 2013 году.

2.2. Влияние уровня технического обслуживания на эффективность выполнения целевых работ в добыче нефти

Уровень технического обслуживания оказывает огромное влияние на выполнение целевых работ по добыче нефти.

Чтобы скважина работала в полном объеме необходима полная исправность системы.

А в случае обнаружения поломки ее необходимо быстро найти и устранить чтобы снизить простой скважины.

Бывает, что ремонт скважины оказывается очень сложным (долгосрочным), тогда, принимается решение, есть ли смысл выполнять этот ремонт, окупит ли отремонтированная скважина понесенные затраты. Безусловно, если скважина высокодебитная, то даже со сложным (долгосрочным) ремонтом работа будет выполнена.

Следует отметить, что КРС очень редко бывает неэффективным. Как правило, это происходит только в тех случаях, когда начальная информация по состоянию скважины была неверна, и в процессе выполнения ремонта обнаружилось реальное состояние, которое требует совершенно других решений, нежели были запланированы перед началом ремонта. Здесь и возникают ситуации, когда меняется план, сдвигаются сроки, и ремонт на этой скважине становится настолько дорогостоящим, что признается неэффективным.

Иногда некачественный ремонт и обслуживание приводит к авариям на скважине, что отрицательно сказывается на количестве добытой нефти.

Качественный ремонт скважин -- одно из главных условий увеличения добычи этого сырья. Квалифицированное и эффективное проведение этих работ, умелое использование современного комплекса оборудования, материалов и технологии требуют знаний работниками участков подземного и капитального ремонта скважин.

Также ремонт необходимо проводить современными методами, а не устаревшими несколько десятилетий назад. Проблема восстановления герметичности обсадной колонны — актуальная задача для нефтегазовой отрасли. Работы по восстановлению герметичности относятся к категории сложных и дорогостоящих, но и они не всегда имеют положительный результат. Поэтому создание не имеющих аналогов в России и за рубежом высокопрочных пластырей, рабочая часть которых изготовлена из стали, с управляемым эффектом памяти формы (ЭПФ), имеет большое значение для промышленности России. Низкое качество изоляционных работ по капитальному ремонту скважин, длительные сроки их проведения, высокая стоимость работ и малый срок восстановления герметичности колонны, а главное, невозможность восстановления герметичности обсадных колонн посредством применения различных тампонирующих материалов заставляет искать новые пути решения проблемы восстановления герметичности обсадной колонны.

В техническом аспекте наиболее привлекательны металлические пластыри, изготовленные из обработанного листового проката. Рабочие части цилиндрических пластырей, «свитые» в трубчатую заготовку, имеют длину не менее 1000 мм. Равномерный нагрев силового корпуса пластыря до температуры 350−400°С, при которой осуществляется ЭПФ и происходит частичное разгибание рулона до размеров в диаметре, равных размерам внутренних стенок обсадной колонны, может быть осуществлен за счет температуры горячих газов, образованных при сгорании порохового термогенератора, проходящего внутри пластыря.

Уровень технического обслуживания оказывает огромное влияние на выполнение целевых работ по добыче нефти, на него влияет: квалифицированность персонала, современность технологий, а также знание целесообразно или нет скважину чинить.

3. Направления совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти

3.1 Разработка комплекса мер по повышению эффективности организации технического обслуживания в добыче нефти

Комплекс мероприятий по совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти весьма многогранен и включает несколько аспектов.

Таблица 3. 1- Комплекс мероприятий по совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти

Мера

Характеристика

1. Увеличение текущих осмотров оборудования

Количества текущих осмотров оборудования недостаточно для быстрых выявлений дефектов и поломок.

2. Привлечение дополнительных специалистов для осмотров, ремонтов и обслуживания оборудования

Увеличение штата специалистов

3. Планирование запасов необходимых деталей

Планирование запасов необходимых деталей, во избежание простоя оборудования из — за отсутствия деталей

4. Проведение курсов повышения квалификации мастеров

Проведение курсов повышения квалификации мастеров сторонней организацией для повышения скорости и качества работы персонала

5. Работа по своевременному списанию и замене устаревшего оборудования

Контроль за сроками эксплуатации оборудования.

6. Применение в ремонтной работе современного оборудования и техники

Необходимо следить за тем, чтобы оборудование не было устаревшим

Установлено, что ремонтные работы становятся более затратными и продолжительными при низкой выработке бригад и требуют применения более эффективных и прогрессивных способов и форм организации ремонтных работ на скважинах.

Данные после проведения переквалификации персонала представлены с помощью таблицы 3. 2:

Таблица 3. 2-Показатели ремонта после проведения переквалификации персонала

Параметр

2012 год

2013год

Штат, человек

203

203

Количество часов, затраченных на ремонт и осмотр оборудования

324 800

308 100

Затрачено 1 человеком, дней

1600/8=200 рабочих смен

1518/8=190 рабочих смен

Штат по ремонту оборудования составляет 203 человека. После переподготовки на курсах повышения квалификации со сдачей экзаменов на ремонт оборудования на 10% поменялся кадровый состав, неэффективный персонал был заменен на персонал с хорошей результативностью. Это помогло высвободить 10*203=2030 часов работы персонала на текущие осмотры для своевременного выявления поломок и освободить предприятие от принятия дополнительного персонала, что сокращает расходы на заработную плату. Затраты на переподготовку персонала составят 1128,6+338,58=1456,18 тыс. руб.

Анализируя организацию работы ремонтной службы на предприятии можно сказать, что поставленные задачи выполняются ремонтной службой своевременно, штат сотрудников ремонтной службы укомплектован в соответствии с поставленными целями перед данной службой. Однако, необходимо отметить, что ремонт и обслуживание оборудования на предприятии поставлены на среднем уровне.

3.2 Оценка ожидаемой результативности совершенствования организации технического обслуживания в добыче нефти

Рассчитаем влияние уровня технического обслуживания на эффективность выполнения целевых работ в добыче нефти, где учтем все затраты на комплекс мероприятий по улучшению ТО и дополнительную прибыль от снижения простоев на скважинах (таблица 3. 3):

Таблица 3.3 -Расчет экономической эффективности повышения уровня технического обслуживания на эффективность выполнения целевых работ в добыче нефти

Затраты (потраченные в результате более частых текущих осмотров)

Прибыль (сверх той, что была бы получена повышения уровня ТО)

Оплата труда

1128,6 тыс. руб

Количество дней простоя (которые сократились в результате ТО)*средняя стоимость дневного простоя скважины

8*296 тыс. руб=2368 тыс. руб

Налоги с з/п

338,58 тыс. руб

Материалы

86 тыс. руб

Итого затраты

1553,18

Итого прибыль

2368

Итоговый результат: прибыль в размере 2368−1553,18=814,82 тыс. руб.

Как видно из таблицы 3.3 комплекс мероприятий по увеличению текущих осмотров и своевременных устранений дефектов за год дал прибыль в размере 814,82 тыс. руб., что является хорошим результатом.

После введения данных мероприятий составим таблицу с плановыми показателями на 2014 год

С помощью таблицы 3.4 рассмотрим прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в плане:

Таблица 3. 4- Прочие показатели организации технического обслуживания в ООО «Лангепаснефтегаз» в плане

Показатель

Факт 2013

План 2014

2013 к 2012,%

2014 к 2013,%

Абсолютное отклонение 2014−2013

Число дней простоев скважин из-за поломок оборудования

28

12

0,78

0,43

-0,35

Средняя цена простоя скважины за 1 день простоя (упущенная прибыль), тыс. руб.

296

300

1,01

1,01

0

Количество текущих осмотров оборудования

102

128

1,19

1,26

+0,07

Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины не требуется

212

219

1,04

1,04

0

Количество выявленных дефектов, прекращения работы скважины требуется

9

3

0,82

0,33

-0,49

Количество возникновения повторных поломок

1

0

0,33

0

-0,33

После введения изменений в организацию ремонта и обслуживания на предприятии в 2014 году планируется снижение дней простоев скважин из-за поломок оборудования на 35%. Количсетво текущих осмотров увеличится на 7%. Количество выявленных дефектов, требующих прекращения работы скважины снизится почти в 2 раза. Возникновения повторных поломок снизится на треть.

ремонт скважина показатель эффективность

Заключение

Метод организации ремонтного хозяйства в ООО «Лангепаснефтегаз» базируется на системах планово-предупредительного ремонта (ППР) и технического обслуживания и ремонта (ТОР). Они представляют собой совокупность организационно-технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, по заранее составленному плану. В основе этих систем лежат принципы плановости и профилактики.

Цель этого метода — предупредить остановку оборудования из-за возможных отказов и аварий.

Эти системы включают в себя:

-уход за оборудованием основными рабочими в начале и в конце смены, что повышает их ответственность за состояние оборудования. Кроме того, за состоянием оборудования повседневно наблюдают дежурные слесари, электрики, смазчики, устраняющие возникшие мелкие неисправности;

-техническое обслуживание, включающее комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования;

-ремонты.

На ООО «Лангепаснефтегаз» применение системы ТОР эффективнее базовой системы в 2013 году, так как 0.

Система ППР включает три вида ремонта: малый, средний и капитальный.

Уровень технического обслуживания оказывает огромное влияние на выполнение целевых работ по добыче нефти, на него влияет: квалифицированность персонала, современность технологий, а также знание целесообразно или нет скважину чинить.

Штат по ремонту оборудования составляет 203 человека. После переподготовки на курсах повышения квалификации со сдачей экзаменов на ремонт оборудования на 10% поменялся кадровый состав, неэффективный персонал был заменен на персонал с хорошей результативностью. Это помогло высвободить 10*203=2030 часов работы персонала на текущие осмотры для своевременного выявления поломок и освободить предприятие от принятия дополнительного персонала, что сокращает расходы на заработную плату.

После введения изменений в организацию ремонта и обслуживания на предприятии в 2014 году планируется снижение дней простоев скважин из-за поломок оборудования на 35%. Количсетво текущих осмотров увеличится на 7%. Количество выявленных дефектов, требующих прекращения работы скважины снизится почти в 2 раза. Возникновения повторных поломок снизится на треть.

Затраты на переподготовку персонала составили 1467,16 тыс. руб.

Таким образом, годовой экономический эффект от проделанного комплекса мероприятий составляет 814,82 тыс. руб.

Все задачи, поставленные во введении выполнены.

Список использованных источников

1. Ведомость объема работ по ремонту оборудования ООО «Лангепаснефтегаз» за 2012−2013 годы

2. Абрютина М. С., Прагев А. В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия: — М.; Дело и сервис, 2011.- 328с.

3. Баригольц С. Б. «Экономический анализ хозяйственной деятельности на современном этапе развития» — М.; Финансы и статистика, 2010. — 267с.

4. Беляев, А. М. Производственный менеджмент: Учебник для бакалавров / И. Н. Иванов, А. М. Беляев, В. В. Лобачев; Под ред. И. Н. Иванов. — М.: Юрайт, 2013. — 574 c.

5. Бухалков М. И. Планирование на предприятии: Уч-к. — 3-е издание, испр. и доп. — М.: Инфра-М, 2010. — 416с.

6. Волкова, О. И. Экономика предприятия, М, Инфра — М, 2010. -315 с.

7. Галеев В. Б., Сощенко Е. М., Черняев Д. А. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования НПС. -М. :Недра, 2011. -221с.

8. Гайнутдинов, Э. М. Производственный менеджмент: Учебное пособие / Э. М. Гайнутдинов, Л. И. Поддерегина. — Мн.: Вышэйшая шк., 2010. — 320 c.

9. Зайцев Н. Л. Экономика, организация и управление предприятием: Учебное пособие. — М.: ИНФРА-М, 2012. — 455с.

10. Майталь, Ш. Экономика для менеджеров: Десять важных инструкций для руководителей. М.: Дело, 2009. — 154 с.

11. Организация производства на промышленных предприятиях: учебное пособие / М. П. Переверзев, С. И. Логвинов, С. С. Логвинов. — Москва: Инфра-М, 2010. — 330 с.

12. Основы технологии ремонта нефтяного оборудования и трубопроводных систем: Учебное пособие / Масловский В. В., Капцов И. И.; Под общей редакцией Масловского В. В. — М.: Высшая школа, 2010. — 319 с.

13. Производственный менеджмент: учебное пособие / Е. М. Карпенко, С. Ю. Комков. — Гомель: ГГТУ, 2010. — 519 с.

14. Прогнозирование и планирование в условиях рынка: Учеб. пособие для ВУЗов / Под. ред. Т. Г. Морозовой, А. В. Пикулькина. — М.: ЮНИТИ — ДАНА, 2012. — 379с.

15. Производственный менеджмент. Учебное пособие для вузов. -М.: «Издательство ПРИОР», 2011. -384 с.

16. Раицкий К. А. Экономика организации: Уч-к. — М. :Дашков и К-М, 2013. — 1012с.

17. Реформа предприятий (организаций): метод. рекоменда-ции. М.: Ось-89, 2009. — 124 с.

18. Савицкая, Г. В. Методика комплексного анализа хозяйственной деятельности: краткий курс. — М.: ИНФРА-М, 2010. — 303 с.

19. Ситников, С. Г. Производственный менеджмент на предприятиях электросвязи: Учебное пособие для вузов / С. Г. Ситников. — М.: Гор. линия-Телеком, 2013. — 276 c.

20. Скляренко В. К., Прудников В. М. Экономика предприятия: Уч-к. — М. :Инфра-М, 2012. — 528 с.

21. Фатхудинов, Р. А. Организация производства: учебник / Р. А. Фатхутдинов. — Москва: ИНФРА-М, 2011. — 544 с.

22. Экономика предприятия (фирмы): Учебник/ под редакцией О. И. Волкова и О. В. Девяткина. — М.: ИНФРА-М, 2011. — 601с.

23. Экономические методы управления развитием предприятия / Л. В. Гринцевич, В. И. Демидов, Т. А. Сахнович. — Минск: БНТУ, 2010. — 475 с.

24. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник/ под ред. В. Ф. Дунаева. — М.: ФГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009. — 352с.

25. Юсипов, М. В. Система технического обслуживания и ремонта оборудования. — М, Энергоатомиздат, 2009. — 256 с.

. ur

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой