МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РТ

ЛЕНИНОГОРСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Экономика и организация работ по борьбе с парафином



2006


СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общий раздел

1.1 Назначение борьбы с парафином

1.2. Организационная структура ЦП и КРС

1.3 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

2. Организационный раздел

2.1 Сущность технологического процесса борьбы с парафином

2.2 Организация труда бригады ЦП и КРС

2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦП и КРС

2.2.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦП и КРС

2.2.3 Положение о заработной плате, премировании и КТУ

3. Экономический раздел

3.1 Расчет показателей производства ЦП и КРС, их анализ

3.2 Расчёт сметы затрат

3.3 Предложение по повышению эффективности производства: «Скребок механический для очистки эксплуатационной колонны».

3.4 Расчет экономической эффективности при борьбе с парафином

Выводы и предложения

Список использованной литературы


ВВЕДЕНИЕ
Работы по предупреждению и устранению неполадок с подземным оборудованием и самой скважиной называется подземным ремонтом.

Об эффективности работы скважины и использовании оборудования сидят по межремонтному периоду МРП, который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках и включает время работы скважины от одного до другого ремонта, не включая продолжительность ремонта в МРП.

МРП рассчитывается отдельно по скважинам, по нефтепромыслу или по НГДУ за полгода или год. МРП рассчитывается отдельно по способам эксплуатации.

Другим важным показателем является коэффициент эксплуатации, под которым понимают отношение времени фактической эксплуатации к общему календарному бремени за месяц, квартал или год. В среднем он равен 0,93- 0,97 ед., то есть 3 - 7% в год скважина находится в ремонте. Всегда нужно стремится, чтобы этот коэффициент был выше.


1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Назначение борьбы с парафином
В пластовых условиях парафин - твердый углеводород, растворяемый в нефти. Понижение температуры и разгазировании, растворяющие способности нефти уменьшаются и это приводит к периоду, когда парафин входит в кристаллическое состояние.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины.

Много неприятностей нефтяникам доставляет парафин, который откладывается на НКТ.

К основным методам борьбы с парафином является механический, тепловой химический, применение остеклованных труб. Механический метод начали применять в НГДУ «ЛН» с 1965 года. т.е. стали применять ручные лебедки со скребками. Оператору по добыче нефти приходилось за смену несколько раз поднимать и опускать скребок в скважину. При нарушении периодичности спуска и подъема скребок застревал в НКТ и создавалась авария и приводила к ПРС.

С 1953 года начали поступать депарафинизационные установки с электроприводом. До 1960 года механические скребки оставались основным методом борьбы с отложением парафина.

С 1966 года был создан цех по остеклованию труб и начинается период применения остеклованных НКТ. Преимуществом применения этих труб можно отнести следующее^:

1. Слабая сцепляемость парафина со стенками труб.

2. Защита внутренней поверхности НКТ от коррозии, низкий коэффициент трения штанг о колонии НКТ.

3. Хорошее отмываемость парафина со стенок труб растворителем.

Недостатки: осыпание стекла как в момент доставки на скважины, так и в момент спуска.

В НГДУ ведется постоянная работа по улучшению качества покрытия труб стеклом.

С 1979 года уменьшился фонд скважин, оборудованных со скребками.

В настоящее время отказ от скребков на штангах, что привело к облегчению штанг, был произведен переход на одноступенчатую конструкцию колонны штанг.

С 1991 года была внедрена новая технология остеклования НКТ. По новой технологии вместо обычного стекла используют гранулированное стекло. Это позволило снизать осыпаемость стекла при перевозке и эксплуатации.

Применение штанг в ШСН постоянно подвергает ударным воздействием муфтами штанг о стеклянное покрытие НКТ. С 1990 года начато внедрение центраторов, они наплавляются на тело штанг. Применение штанги с центраторами увеличило скорость потока движения жидкости в НКТ и это уменьшает отложение парафина на стенках НКТ.

Также парафин удаляют тепловым методом. При этом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоканденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и вносится потоком из скважины по НКТ.

Для борьбы с отложением парафина применяют на месторождениях объединения «Татнефть» реагент типа СНПХ - 7215. Все виды этого реагента нефтерастворимы. Его закачивают в затрубное пространство при помощи установок У.Д.. Реагенты предупреждают образование парафина и разрушают водонефтяные эмульсии.
1.2 Организационная структура ЦПиКРС





                                                                                                                                                    

Рис. 1. Организационная структура ЦПиКРС


ВСЕГО работников - 237 чел.

В том числе рабочие – 192 чел. РСиС - 45 чел.

В состав ЦПиКРС входят следующие бригады:

- бригада ПКРС.

- бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины;

- бригада по глушении и приготовлению раствора;

- бригада по ППР инструмента и оборудования;

- бригада по ремонту НГН.

Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно - заключительные работы при ремонте скважин; спуск - подъем подземного оборудования.

Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ. калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС.

Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана - графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ.

Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции:

- глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине;

- полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления

растворов;

- сборку нагнетательной линии для глушения скважин;

- сборку выкидной линии;

- разрядки скважин (стравливание давления) после глушения;

- ведение процесса химической обработки скважин.

Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин.

Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д.

Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами.

Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции:

- проводит ревизию и испытание новых насосов;

- отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации;

- разборку насосов для определения причин выхода в ремонт;

- подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду;

- ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов.

Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ «Лениногорскнефть»

Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ «ЛН» по представлению начальника цеха.

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие - старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ «ЛН», участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ «ЛН», представителями департамента супервайзерской службы ОАО «ТН» только через него.
1.3 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ
Таблица 1. Технико - экономические показатели ЦП и КРС, их анализ



В 2004 году силами ЦПиКРС было отремонтировано 1620 скважин. в том числе 1170 скважин подземным ремонтом. Численность в 2004 году составила 107 человек, а в 2003 году - 103. т.е. численность цеха увеличилась на 4 человека. Производительность труда в 2004 году составила 562,5 т.р, а в 2003 году - 198,5 т.р., т.е. производительность увеличилась на 364,8 т.р. и составила 183,4%. В результате увеличения производительности труда объем выполненных робот 6 2004 году составил 60189.6 тр., что на 39748.2 т.р. больше чем в 2003 году.

Средняя стоимость оного ремонта составила в 2004 году 109.3 т.р., а в 2003 году- 110,4 т.р., т.е. увеличилась на 79.9 т.р.

Объем выполненных работ по ЦПиКРС увеличился на 39748.2 т.р.. что составило т, 4% по сравнению с предыдущий годом. Численность в цехе осталась практически на прежнем уровне. Производительность труда увеличилась на 364.8 т.р. что составило 183.4%.

Проведя анализ влияния факторов на основные показатели, отмечаем:

1. Анализируем изменение производительности труда:

а) влияние изменения объема выполненных работ:
∆П_трQ =  (1)
где Q_ф – объем выполненных работ за данный период;

Q_пл - объем выполненных работ за прошедший период;

Ч_пл – численность за прошедший период.
∆П_трQ =
б) влияние изменения численности
∆П_{тр ч} =  (2)
где Ч_ф – численность за данный период.
∆П_{тр ч} =

∆П_{тр ч. общ} = ± ∆П_трQ ± ∆П_{тр ч} (3)

∆П_{тр ч. общ} = 385,9 – 22,9 = 364 т.р./чел
Основным фактором роста производительности труда является увеличение объема выполненных работ, а изменение численности почти никакого влияния не оказывает.

2. Проанализируем использование ФОТ

а! влияние численности на ФОТ

∆ФОТч = (Ч_ф - Ч_пл) * З_пл; (4)
где З_пл – заработная плата за прошедший период
∆ФОТч = (107-103) * 5,478 = 21,9 т.р.
б) влияние средней заработной платы на ФОТ:
∆ФОТз = (З_ф - З_пл) * Ч_ф (5)
где З_ф – заработная плата за фактический период
∆ФОТз = (6,309- 5,478) * 107 = 88,92 т.р.

в) ∆ФОТ_общ = ± ∆ФОТ_ч ± ∆ФОТ_з (6)

∆ФОТ_общ = 88,92 +21,9 = 110,82 т.р.
В связи с увеличением численности на 4 человека и увеличение средней з/п ФОТ увеличился в 2004 году на 179,6 т.р.

З. Анализируем изменение объема выпуска продукции в зависимости от численности и Птр.

а! влияние численности
∆Qч = (Ч_ф - Ч_пл) * Птр. (7)

∆Qч = (107-103) * 198,5 = 794 т.р.
б) влияние производительности труда
Q Птр= ( Птр_ф - Птр_пл) Ч_ф = (562,5- 198,5) 107 = 38952 т.р.

Q общ = 796,2 + 38952 = 39748,2 т.р.
Благодаря увеличению Птр, объем выполненных работ увеличился на 796,2 т.р. При этом видно, что изменение численности на рост объема выполненных работ существенного влияния не оказывает.

4.Проанализируем влияние затрат по техническому ремонту, количества ремонтов и средней стоимости одного ремонта.

а) изменение затрат от количества ремонтов
∆Зр=(Р _ф - Р_пл ) С_пл = (213 - 185) 111,6 = З148,5 т.р.
б) изменение затрат от стоимости 1 ремонта
∆Зс=(Ср_ф - Ср_пл)Р_ф=(177,6- 111,6) 213 = 1405,8 т.р.

∆ Зобщ. = 3148,5 т.р. + 1405,8 = 17206,5 т.р.
С увеличением количества ремонтов затраты по техническому ремонту составили 17206,5 т.р


2. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ
2.1 Сущность технологического процесса борьбы с парафином
Рассмотрим тепловой метод удаления парафина.

Обычно в скважину и призабойную зону закачивают горячую нефть, керосин, дизельное топливо или боду с добавками ПАВ или без них. Для депарафинизации скважин и наземного оборудования применяется специальные агрегаты типа АДП, которые обеспечивают забор нефти от любых цистерн и резервуаров. Нагребают нефть до 90 - 95 градусов. Закачивают горячую жидкость под давлением 16 МПа с подачей 12 куб.м. в час.

Нефть забирается из емкости насосом агрегата АДП. подается в нагреватель, где нагрев до температуры 90-95 градусов и через вспомогательный манифольд нагнетается насосом агрегата АДП в скважину.

АДП устанавливается от устья скважины на расстоянии не менее 20 метров с наветренной стороны кабиной от устья. Автоцистерна устанавливается от АДП на расстоянии не менее 25 метров.

Закачка теплоносителя может производится двумя способами

1. Создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса;

2. Продавливание жидкости в призабойную зону. При первом способе глубинного насос опускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость зкачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работу насоса не останавливают, горячая жидкость вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство. Доходит до приема насоса и по пути расслабляет парафин со стенок труб. Расслабленный парафин высасывается в месте с нефтью.

При втором способе закачку теплоносителя производят по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование. Опускают промывочные трубы до кровли пласта. И горячую жидкость закачивают на НКТ с последующей продавкой в ПЗ. Затем в скважину опускают глубинный насос. Скважину пускают в эксплуатацию.

Расплавленный парафин выносится вместе с нефтью.

Первый вариант прост по технологии, но парафин расплавляется только в трубах и в выкидной линии. А ПЗ практически не прогревается. При втором варианте обработка более эффективна, но более трудоемка, т.к. необходимо производить СПО.

Кроме АДП используется для депарафинизации наземного оборудования и трубопроводов применяют установки ППУ.
2.2 Организация труда бригады ЦП и КРС
2.2.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦП и КРС

Бригада по подземному и капитальному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Непосредственное руководство бригадой осуществляет мастер. Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим только через мастера, а в его отсутствия старшего по вахте.

Бригада ПРС выполняет следующие функции:

- монтаж и транспортировка оборудования, перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой подготовительно-заключительные работы при ремонте скважин, спуск-подъем подземного оборудования;

- внедряет прогрессивные методы работ, совершенствует материальное стимулирование непосредственно на рабочих местах, организует свою деятельность на условиях хозяйственного расчет;

Таблица 4. Смета затрат по ЦП и КРС

В 2004 году силами ЦП И КРС отремонтировано 1620 скважин, в т.ч. 1170 скважин подземным ремонтом. Затраты на производство текущих ремонтов составило 37858,1 т.руб., что на 17206 т.р. больше чем в 2003 году. Отношение по статьям затрат составляют: а)вспомогательные материалы по сравнению с 2003 годом затрат увеличились на 1315 т.р., в связи с тем, что средняя стоимость насосов НН и НВ составило в 2003 году 2,65 т.р. а в 2004году стоимость возросла до 3,12 т.р.

Соответственно возросли цены на запасные части к ним - пары притертая, плунжера, ниппеля, возросли иены на реагенты, закачиваемые в скважины, запасные части и инструменты, прочие материалы.

б) Заработная плата - по сравнению с 2003 годом возросла на 118,4 %. Это объясняет тем, что в апреле были повышены тарифы и оклады. И с июня 2003 года началось увеличение количества вахт - введение третьих смен, т.е. численность возросла на 23 человека.

в) Амортизация оборудования - в связи с тем, то в течении года проводилась переоценка балансовой стоимости дорастающих основных фондов (автомобильные дороги, площадки набора соленой воды,емкости), в сторону их уменьшения, поэтому амортизация отчисления снизилась на 75 т.р.

г) Энергия возрасла на 296 т.р. по сравнению с 2003 годом в связи с увеличением расхода потребляемой электроэнергии и установленной мощности на 5,0 ткВт. час.

д) Прочие денежные расходы - по сравнению с 2003 годом затраты увеличились на 61240 т.р. за счет увеличения стоимости 1 м³ сточной воды, увеличение затрат на капитальный ремонт подрядным способом, площадок набора соленой воды, ключей механических, транспортные расходы уменьшились за счет того, что продолжительные виды работ перешли к учету с текущих в капитальные и поэтому затраты на транспорт в текущем ремонте понизились, а в капитальном увеличились.


3.3 Предложение по повышению эффективности производства: «Скребок механический для очистки эксплуатационной колонны»
В настоящее время для очистки эксплуатационной колонны от парафина, цементной корки используется скребок конструкции «ТатНИПИнефть» «Кыр244». Недостатком скребка является - необходимость промывки с допуском труб всего интервала очистки, что связано с большими затратами, спецтехники.
3.4 Расчет экономической эффективности при борьбе с АСПО
Таблица 7. Показатели эффективности



При 20 скв.. операциях^::

3/3 до внедрения: 20 скв. 430960руб. = 619200руб.

3/3 после внедрения 20 скв.(9144руб+792руб+2376руб)+522р. =246762 руб.

1. Прибыль от внедрения предложения:

619200- 246762 =372438 руб.

2. Вознаграждение авторам

372438 руб.Ч1% + 6300руб. = 10024 руб.

Внедрение рационализаторского предложения позволяет ускорить очистки эксплуатационной колонны от отложении парафина и значительно сократить расход техники при очистке эксплуатационной колонны.


Таблица 6. Расчетные показатели и расчет гарантированного экономического эффекта