Реферат Организация ремонтного обслуживания на НГДУ
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
ЗМІСТ
Вступ.
1. Загальна характеристика НГВУ "Надвірнанафтагаз" та району проведення робіт.
1.1.Економічна та геолого-географічна характеристика району проведення робіт.
1.2.Техніко-технологічна характеристика виробництва
1.3.Організаційна і виробнича структура НГВУ "Надвірнанафтагаз"
2. Методичні основи виконання проекту.
2.1.Системи ремонтів.
2.2.Форми організації ремонтів.
2.3.Методи організації ремонтів обладнання.
2.4.Способи ремонту обладнання.
2.5.Фактори, які впливають на формування ремонтного господарства підприємства.
2.6.Методика розрахунку показників ряду динаміки.
2.7.Показники для оцінки рівня організації виробництва на підприємстві.
2.8.Методика розрахунку показників ефективності ремонтного обслуговування.
3. Аналіз організації ремонтного обслуговування на НГВУ “Надвірнанафтагаз”.
3.1.Динаміка ОТЕП підприємства.
3.2.Динаміка обсягів ремонтного обслуговування на підприємстві.
3.3.Аналіз відповідності організації ремонтного обслуговування особливостям виробництва на підприємстві.
3.4.Аналіз ефективності функціонування ремонтного господарства.
4. Заходи по удосконаленню організації ремонтного обслуговування.
4.1.Удосконалення ремонту обладнання шляхом впровадження системи регулювання складу суміші в циліндрах ГМК-10 на КС.
4.1.1. Методика оцінки ефективності запропонованого заходу.
4.1.2. Розрахунок ефективності впровадження заходу.
4.2.Скорочення кількості ремонтів агрегатів ГПА шляхом попередження їх поломки встановленням системи захисту і діагностики ремонтів.
4.2.1. Розрахунок ефективності впровадження заходу.
Висновки.
Список використаної літератури.
ВСТУП
.
На протязі багатьох років нафто-газова промисловість розвивається швидкими темпами і в даний час є однією з провідних галузей енергетики України. Забезпечення України паливно-енергетичними матеріалами, в числі яких є нафта і газ - необхідна умова для нормального функціонування галузей народного господарства.
Для того, щоб забезпечити безперервність процесу видобутку нафти та газу необхідні: правильна експлуатація, своєчасна організація ремонтного обслуговування і регулярний догляд за обладнанням, забезпечення підприємства і робочих місць матеріальними ресурсами, всіма видами енергії, транспортом. Технічний прогрес приводить до збільшення допоміжних робіт, до посилення їх значимості. Підвищуються вимоги до нагляду за обладнанням його ремонту і налагодженя.
В умовах інтенсифікації виробництва результати діяльності підприємств нафтогазової промисловості залежать не тільки безпосередньо від основного виробництва, але і від системи його обслуговування. В цьому плані великого значення набуває забезпечення раціональної експлуатації основних виробничих фондів підприємства при мінімальних затратах. З цією метою на підприємствах створюється ремонтне господарство. Проте воно потребує удосконалення. Напрямками такого вдосконалення можуть бути: подальша спеціалізація ремонтних робіт по окремих видах, вивільнення підприємств основного виробництва від функцій капітальних і середніх ремонтів, виготовлення запасних частин, нестандартного обладнання.
Метою написання даного курсового проекту є вивчення роботи ремонтного господарства НГВУ “Надвірнанафтагаз”, аналіз організації ремонтного обслуговування виробничого процесу і розробка заходів по покращенню організації ремонтних робіт.
1.
Загальна характеристика НГВУ "Надвірнанафтагаз" та району проведення робіт
1.1
Економічна та геолого-географічна характеристика
району
проведення робіт.
Підприємство "Надвірнанафтагаз" виникло внаслідок відкриття покладів нафти на території даного району.
В 1771 р. при поглибленні соляної шахти в Слободі Рунгурській на глибині 25 м почалися виходи нафти біля 100 кг/добу. Видобуток нафти зумовив виникнення, в даному районі Надвірнянського УБР, яке займається бурінням розвідувальних та експлуатаційних свердловин.
Надвірнянського УТТ, яке забезпечує УБР і НГВУ технологічним транспортом та перевозить робітників на бурові і родовища. В Надвірній побудовано досить потужний НПЗ, який переробляє сировину даного нафтопромислового району.
Надвірнянський нафтопромисловий район є вже досить старий і тому рівень освоєності території є високий, оскільки ще в минулому столітті розробку родовищ вели іноземні фірми.
В 1944 р. після звільнення від фашистських окупантів для видобутку і переробки нафти був створений Державний Союзний нафтопромисел 7 Битків. З того часу відбулися деякі структурні зміни і зараз існує НГВУ "Надвірнанафтагаз". Підприємство займається видобутком нафти і конденсату, газу попутного і природного. Зокрема, в 1997 р. було видобуто:
- нафти - 177740 т,
- конденсату - 4660 т,
- газу попутного і природного-233404 тис. м. куб.
Кожного року видобуток нафти та газу в даному районі знижується, що пов'язано з виснаженням пластів, із зменшенням об'ємів експлуатаційного та пошуково-розвідувального буріння. Сьогодні НГВУ розробляє 17 нафтових і газових родовищ на території від Лімниці до Серета.
В географічному відношенні нафтопромисловий район розташований в межах північно-східного схилу українських Карпат в долині р.Бистриця Надвірнянська. Ріка ділить його на дві частини: північно-західну і північно-східну.
Північно-західна частина є водорозділом рік Бистриця, Надвірнянська і Солотвинська. Північно-східна є північним схилом водорозділом рік Бистриця Надвірнянська і Прут. Водорозділи мають висоту в середньому до 1000 м і переходять через значний виступ в Прикарпатську рівнину з висотою земної поверхні до 500 м.
В межах Надвірнянського району в теперішній час розробляється Верхньо-Луквинське, Довбушанське, Пнівське, Битківське та інші родовища. В порівнянні з іншими карпатськими нафтовими і нафтогазоносними родовищами, найбільш інтенсивне насичення розрізу нафтовими і газовими покладами спостерігається в межах Битків-Бабчинського і Пасічанського родовищ. Тут поклади нафти і газу виявлені в верхньокрейдових відкладах Битківського покриву.
Від глибини залягання пласта, міцності порід, дебіту свердловин, якості нафти залежить характер матеріально-технічної бази управління.
1.2. Техніко-технологічна характеристика виробництва
Виробничо-технічна база підприємства - це комплекс технологічного, енергетичного, транспортного та інших видів обладнання, інструментів і приладдя, будівель і споруд, необхідних для здійснення процесу виробництва. Під впливом науково-технічного прогресу в розвитку матеріально-технічної бази управління відбуваються постійні зміни: вводяться нові діючі машини і обладнання, постійно удосконалюються технологічні процеси виробництва.
Стан матеріально-технічної бази управління "Надвірнанафтагаз" можна охарактеризувати з допомогою системи техніко-економічних показників, включаючи оцінку рівня техніки, організації виробництва, використання виробничих фондів та ін. Планування цих показників засноване на розрахунку виробничих потужностей.
Виробнича потужність управління - це максимально можливий річний об'єм виробництва продукції в визначеній номенклатурі і асортименті.
В НГВУ "Надвірнанафтагаз" асортиментний склад продукції такий: нафта і конденсат, газ попутний і газ природний.
Проте з кожним роком нафтогазоносні пласти виснажуються і видобуток зменшується. Середньодобовий видобуток в 1997 р. склав 1076 т.
Загалом в 1997 р. було відпрацьовано по нафтових свердловинах 39 св.-міс., а по газових 10.3.
Одним із важливих шляхів покращення використання часу роботи обладнання. Особливо важливе значення має раціональне використання фонду свердловин, машин і обладнання для видобутку нафти і газу.
В даний час НГВУ "Надвірнанафтагаз" розробляє 12 нафтових і 5 газоконденсатних родовищ. Діючий фонд на 01.01.98 р. склав 311 нафтових і 14 газових свердловин.
Розробка всіх родовищ ведеться згідно проектів і технологічних схем. Одним з найбільших і найстаріших родовищ є Битків. Основним об'єктом розробки родовища є менілітових поклад складки "Глибина". Поклад експлуатується 130 свердловинами. Дебіти нафти коливаються в межах 0,03-22,3 т/ добу, газовий фактор від 200 до 5556 м куб./ т. Середньодобовий видобуток нафти на кінець року склав 156 т/ добу.
На Луквинському родовищі розташовано 44 свердловини, на родовищі Лопушна -4 св., які дали в 1997 р. 32.5 тис. т. нафти і 12.03 млн. м. куб. попутнього газу. Крім цього в даному нафтовому районі розміщені родовища Пнів, Микуличин, Рудавець (5 свердловин), Довбушанське. На родовищі Бистриця розташовано 34 свердловини.
Родовище Пасічна відкрито в 1970 р. і є одним з нових родовищ. В даний час в його експлуатаційному фонді є 9 свердловин.
До газоконденсатних родовищ відносять: Космач, Росільна, Монастирчани, Славицьке, Південний Гвізд.
Головну частину всього фонду свердловин складає експлуатаційний фонд, який включає діючі і бездіючі свердловини. В таблиці 1.2 даються деякі дані про діючий фонд свердловин в НГВУ "Надвірнанафтагаз". Згідно таблиці 1.2. експлуатаційний фонд нафтових свердловин складає 312 свердловин, а газових 14 свердловин. Видобуток нафти з даних свердловин ведеться трьома способами: фонтанним, газліфтним та штанговим глибинними насосами. Фонтанний спосіб видобутку використовується переважно на нових родовищах де пластової енергії достатньо для підйому нафти з свердловини. При газліфтному способі газ, який нагнітається з поверхні, або поступ з пласта, вводиться в потік продукції свердловини. На родовищах експлуатація ведеться як компресорним, так і безкомпресорним способами.
Таблиця 1.1 - Показники видобутку нафти і газу за 1997 рік
ПОКАЗНИКИ | ЗНАЧЕННЯ |
| 1. Видобуток нафти і конденсату, т | 182400 |
| 2. Видобуток газу, тис. м куб. | 233404 |
| - газу попутного | 120064 |
| - газу природного | 113340 |
| 3. Середньодобовий видобуток, т | 1076 |
| а)нафти і конденсату, т | 459 |
| б)газу, всього, тис. м куб. | 617 |
| - газу попутного | 311 |
| - газу природного | 306 |
| 4. Свердловино-місяці відпрацьовані газових свердловин, св.-міс. | 10.3 |
| 5. Свердловино-місяці відпрацьовано Нафтових свердловин | 39 |
| 6. Коефіцієнт експлуатації | 0.984 |
| 7. Коефіцієнт використання експлуатціїного нафтового фонду | 0. 978 |
Таблиця 1.2- Фонд свердловин в НГВУ "Надвірнанафтагаз" за 1997 р.
| Показники | Фонд свердловин | |
| Нафтових | Газових | |
| 1. Діючий фонд | 311 | 14 |
| -даючих нафту | 310 | 14 |
| -в простої | 1 | - |
| 2.Бездіючий фонд,всього | 1 | - |
| 3. В освоєнні після буріння | - | - |
| 4.Експлуатаційний | 312 | 14 |
| 5. Нагнітальні | 38 | 12 |
| 6.Контрольні | 56 | - |
| 7. Дегазаційні | 13 | - |
Крім того, широко застосовуються глибинні насоси, зокрема на Довбушанському родовищі, на Битківському, в Пасічній.
Для планування і аналізу використання експлуатаційного фонду в часі застосовуються два коефіцієнта: використання свердловин і експлуатації. При цьому час роботи і простою свердловин планують і враховують в свердловино-місяцях.
Виробничо-технічна база НГВУ, крім фонду свердловин, включає і інше обладнання.
Станом на 1.01.98 р. в НГВУ знаходилось в експлуатації 163 установки приводу штангових насосів, 282 фонтанні арматури, компресорна станція з шістьма газокомпресорами 10ГКН2-50/250, дві блочні кущові насосні станції та інше обладнання.
Стан матеріально-технічної бази НГВУ характеризується не тільки числом, степенем механізації та автоматизації наявного обладнання, а й енергонасиченістю виробництва.
Безпосередньо електроенергія на об'єкти нафтогазовидобутку підводиться електролініями напругою 35/04 кВ через понижуючі трансформаторні підстанції по радіальній схемі. Для найбільш відповідальних об'єктів - компресорна станція, ТХЦ "Пасічна", нафтові родовища Дора Довбушанська-здійснюється постачання електроенергією від двох незалежних джерел: ТП 35/6 кВ, Пасічна-ТП 35/6 кВ, 5 КНС-2.
В таблиці 1.3 даються дані про обладнання для енергозабезпечення об'єктів, які знаходяться на балансі підприємства.
Теплоенергетичне господарство складається з 7 котелень, де встановлено 18 котлів:
АВА- 4/13-2 шт., ПКН 23-2 шт. ,
АВА- 2/13-2 шт., Е -1/9-6 шт.,
ПКГМ-4/13-2 шт., ДКВР - 4 шт.
Таблиця 1.3 Обладнання для енергозабезпечення
| Обладнання | Кількість |
| 1. Трансформаторні підстанції | |
| 35/6-10кВ,шт. | 7 |
| 35/0.4 кВ,шт. | 1 |
| 6/0.4-10/0.4кВ,шт. | 105 |
| 2. Лінії електропередач напругою | |
| 35кВ, км | 41 |
| 6-10кВ, км | 96 |
| 0.4кВ, км | 108 |
На енергопостачання управління впливає необгрунтоване обмеження електроенергією, незадовільне матеріально-технічне забезпечення, нестача коштів для заміни застарілого обладнання, для купівлі більш продуктивних підстанцій, для оплати боргів за використану електроенергію.
Велика увага в НГВУ приділяється впровадженню нових і постійне удосконалення старих методів і систем розробки нафтових і газових родовищ.
Для підвищення нафтовіддачі пластів в управлінні використовується гідродинамічний метод, а саме, форсований відбір рідини на родовищі Гвізд, проводиться контурна закачка води на родовищах Битків та Гвізд. Використовується також тепловий метод - закачка гарячої води на родовищі Луква. Продовжують широко застосовувати гідророзрив пласта. Цей метод покращує умови для притоку нафти до свердловини і приймальність нагнітальних свердловин. Після проведення гідророзриву, дебіт свердловин збільшується в 1.5-2 рази. Крім того, проводиться кислотна обробка пластів соляною та сірчаною кислотою. Основна задача кислотної обробки-утворення глибоко проникаючих в пласт каналів роз’їдання, з’єднуючих вибій свердловини з насиченими нафтою і газом ділянками пласта.
Особлива увага приділяється удосконаленню систем збору, транспортування і підготовки нафти і газу. В НГВУ використовується напірна система збору, яка забезпечує можливість комплексної автоматизації процесу і майже повністю виключає втрати легких вуглеводнів. В таких системах використовують групові замірні установки, в тому числі і автоматизовані. Продукція свердловин з Битківського, Гвіздецького, Південно-Гвіздецького, Довбушанського та інших родовищ поступає на групові збори, а з газоконденсатних родовищ Космач і Росільна - на УНТС в Космачі, де відбувається її поділ на рідку і газоподібну фази.
Сира нафта з групових установок напірними трубопроводами поступає на ТХУ в Пасічній, а з Лопушнянського родовища доставляється на АТ "Нафтохімік Прикарпаття". Підготовка природного газу проводиться на установці низько-температурної сепарації (УНТС).
Незважаючи на те, що стан матеріально-технічної бази слабкий, виробнича потужність падає, спеціалісти управління знаходять шляхи і можливості для технічного переозброєння управління, впровадження нової техніки і прогресивної технології, які дозволяють покращити умови праці і підвищити її продуктивність, зекономити матеріальні ресурси.
1.3.
Організаційна і виробнича структура НГВУ "Надвірнанафтагаз"
Під виробничою структурою розуміють сукупність внутрівиробничих підрозділів і служб управління, співвідношення і взаємозв'язок між ними. Важливим показником, який характеризує виробничу структуру управління, є кількість цехів (ділянок та інших підрозділів) і їх значення у виробництві. В НГВУ у відповідності з виконуваними функціями виділяють основне і допоміжне виробництво. Основне охоплює процеси,безпосередньо пов’язані з виготовленням продукції. Допоміжне забезпечує нормальні умови для безперебійного випуску продукції підрозділами основного виробництва.
Цехи видобутку нафти і газу №І і №2, які підпорядковуються центральній інженерній службі (ЦІТС), займаються забезпеченням розробки нафтових і газових родовищ у відповідності з технологічним проектом розробки, забезпечує роботу експлуатаційних і контрольних свердловин, обслуговує і здійснює поточний ремонт наземного нафтопромислового обладнання, здійснює контроль за проведенням робіт по закінченню свердловин бурінням і капітальним ремонтом та впливу на привибійну зону пласта.
Цех підтримання пластового тиску (ЦППТ) займається
-підтриманням пластового тиску на родовищах шляхом закачки робочих агентів в пласт;
-забезпеченням цехів по видобутку нафти і газу газом високого тиску для газліфтної експлуатації свердловин;
-безперебійним забезпеченням споживачів технічною водою і селища Битків питною водою;
-здійснює закачку робочих агентів в пласт у відповідності з технологічними режимами;
-забезпечує роботу нагнітальних свердловин та інших виробничих об’єктів;
-веде облік, технічну експлуатацію та паспортизацію обладнання цеху.
Дільниця підготовки і перекачки нафти займається підготовкою і утилізацією підтоварних вод, обслуговує закріплене за дільницею обладнання, забезпечує теплопостачання об'єктів дільниці структурних підрозділів, що до них прилягають. Дільниця прокату і ремонту експлуатаційного обладнання, яка входить до допоміжного виробництва, підпорядковується головному механіку.
Основним завданням дільниці є:
-виконання замовлень на виготовлення і ремонт обладнання, запасних частин та деталей до обладнання;
-проведення ремонтів котельних агрегатів, обладнання газового господарства та свердловинних насосів;
-проведення дефектоскопії нафтопромислового обладнання.
Дільниця прокату і ремонту електрообладнання та електропостачання підпорядковується головному енергетику. Головним завданням дільниці є безперебійне постачання виробничих об’єктів електроенергією, технічне обслуговування і проведення своєчасного і якісного ремонту електрообладнання, електромереж і підстанцій.
Дільниця підземного і капітального ремонту свердловин (ПіКРС) проводить своєчасний і якісний ремонт експлуатаційних і нагнітальних свердловин, проводить заходи по інтенсифікації видобутку нафти і газу і підвищення приймальності нагнітальних свердловин, випробування нових зразків глибинного обладнання в свердловинах.
Група з дослідження свердловин підпорядковується технологічному відділу. Головним завданням групи є проведення геолого-промислових досліджень всього фонду свердловин, підвищення якості та інформативності діючих та впровадження нових методів дослідження свердловин.
Лабораторія промислової хімії підпорядковується головному інженеру. Лабораторія забезпечує виконання аналізу на приймально-здавальних операціях, інших видів аналізу, необхідного для здійснення контролю технологічного режиму.
Всі підрозділи основного і допоміжного виробництва в належній мірі забезпечені як технічними, так і трудовими ресурсами. Така виробнича структура забезпечує нормальне функціонування НГВУ "Надвірнанафтагаз".
Успішна робота виробництва в значній мірі залежить від чіткості побудови організаційної структури управління і розподілу кола обов'язків кожної ланки структури.
В структурі управління виділяють основні служби: загальне і адміністративне керівництво; економічну, технічну, виробничу, фінансову та інші служби.
Важлива робота по управлінню - організація безпосередньо виробництва і технічне керівництво по вдосконаленню техніки,технології. ЇЇ здійснює служба головного інженера. Головний інженер керує роботою всіх виробничих цехів, лабораторій та конструкторських бюро, відповідає за проведення за проведення правильної технічної політики в НГВУ.
Особливі функції в управлінні виробництвом виконує геологічний відділ, який підпорядковується головному геологу. Головним завданням цього відділу є вибір раціональної системи розробки родовищ, контролює виконання рекомендацій, передбачених проектом розробки.
Економічні служби НГВУ очолює заступник начальника по економіці, який здійснює керівництво роботами по аналізу і плануванню виробничо-господарської діяльності управління по найбільш повному використанню матеріальних, трудових і грошових ресурсів.
Для організації і управління роботами по капітальному будівництву в управлінні є відділ капбудівництва і проектно-кошторисне бюро, а також будівельно-монтажний цех, який виконує всі роботи по капбудівництву. Функції цих відділів полягають в плануванні всіх робіт по капбудівництву, визначення способів їх виконання, забезпечення найбільш ефективного ведення цих робіт.
Важливою умовою забезпечення ефективної роботи апарату управління НГВУ є правильний розподіл і координація праці спеціалістів і службовців, забезпечення правильного підбору та використання управлінських кадрів на основі чіткого розподілу обов’язків, підвищення відповідальності виконавців, впровадження ефективної системи оплати праці в НГВУ.
2.Методичні основи виконання проекту.
2.1. Системи ремонтів.
В процесі виробничого використання окремі частини засобів праці (машин, верстатів, механізмів) зношуються і поступово втрачають свою здатність виконувати відповідні функції. Відновлення їх працездатності та експлуатаційних властивостей досягається шляхом ремонту, організація якого повинна бути пов'язана з раціональною експлуатацією і доглядом за обладнанням. Основу для цього на промислових підприємствах складає система технічного обслуговування та ремонту основних фондів.
В практиці ремонтного обслуговування зустрічаються дві системи ремонтів: система технічного обслуговування і планових ремонтів та система ремонтів по потребах.
Під системою технічного обслуговування і планових ремонтів (ТО і ПР) розуміють сукупність запланованих заходів по догляду, нагляду та ремонту обладнання. Система ТО і ПР включає: технічне обслуговування, поточний ремонт (ПР) та капітальний ремонт (КР).
ТО являє собою комплекс заходів чи операцій по підтриманню та працездатності і справності виробу при його використанні за призначенням, при очікуванні, зберіганні і транспортуванні. Воно проводиться з метою попередження прогресуючого зносу деталей і сполучень шляхом своєчасного проведення регулювальних робіт, змащування, виявлення дефектів та їх усунення. В склад ТО входить контроль технічного стану, очищення, змащування, заміна окремих складових частин або їх регулювання з метою попередження пошкоджень, а також частина робіт по усуненню пошкоджень.
Слід розрізняти періодичні та сезонні ТО. Періодичне ТО виконується через встановлені в експлуатаційних документах інтервалу часу. Сезонне ТО проводиться з метою підготовки виробу до використання в сезоно-літніх умовах. Сезонне ТО проводиться тільки для виробів, що використовуються при істотних змінах навколишнього середовища протягом року.
ТО обладнання по об'єктах, що мають експлуатаційний персонал, проводиться силами цього персоналу, а на об’єктах, що не мають постійного персоналу, проводиться силами комплексних бригад ремонтників бази виробничого обслуговування.
Комплекс робіт при ТО регламентується інструкціями по експлуатації, які розробляють заводи-виготовлювачі обладнання. Поточний ремонт здійснюється в процесі експлуатації з метою гарантованого забезпечення працездатності обладнання. При ПР проводиться часткова розборка обладнання, ремонт окремих вузлів або заміна зношених деталей, зборка, регулювання та випробуваня згідно інструкції по експлуатації. Ті вузли, що вимагають ремонту, замінюють заздалегідь відремонтованими із резерву бази виробничого обслуговування (БВО).
ПР на місці експлуатації здійснюється силами комплексних бригад БВО, а при необхідності залучається і експлуатаційний персонал. ПР, що вимагають застосування спеціальної оснастки та обладнання, проводяться на БВО, чи центральних БВО.
КР проводиться з метою відновлення працездатності та ресурсу обладнання. При КР проводиться повна розробка обладнання, мойка та дефектація деталей та вузлів, ремонт, зборка, регулювання, випробування під навантаженням та фарбування. КР проводиться найчастіше на центральних БВО об’єднань або на спеціалізованих ремонтно-механічних заводах. Обладнання відправляється на КР згідно з планом-графіком ремонтів.
Система ремонтів по потребах також може зустрічатись на практиці. Її суть полягає в тому, що ремонт обладнання проводиться тільки тоді, коли цього вимагає його технічний стан, коли дальше експлуатація стає неможливою через зношеність. Так система має ряд недоліків, що знижує її ефективність та розповсюдження. Серед них слід виділити: відсутність закінченої системи планування ремонту обладнання, відсутність профілактичних заходів, що попереджували б інтенсивний знос деталей, прогресивне погіршення в процесі експлуатації стану обладнання та його технічної продуктивності, зменшення степення надійності та довговічності обладнання в результаті інтенсивного зносу деталей, невизначеність термінів зупинки обладнання та ремонт, що не дає можливості планувати ремонтні роботи.
Виходячи з цього таку систему ремонтів не можна рекомендувати для широкого використання. Використовувати її можна тільки у вийняткових випадках, коли ніякого замінного фондообладнання та запасних частин на підприємстві немає і коли це стосується другорядних видів обладнання, зупинка яких на ремонт не може позначитись на роботі підприємства.
2.2. Форми організації ремонтів.
В залежності від конкретних умов виробництва (наявність ремонтної бази, віддаленість від спеціалізованих ремонтних баз) організація ремонтних робіт може здійснюватись в трьох формах:
1. Централізована форма організації ремонтів.
При централізованій формі управління ремонтним господарством всі види ремонтних робіт та виготовлення запасних частин проводяться на спеціалізованих ремонтних базах, спеціалізовано-ремонтно-механічних заводах, центрально-ремонтно-механічних майстернях, центральних БВО. При цьому спеціалізовані ремонтні бригади проводять як ремонти, так і міжремонтне обслуговування.
Переваги цієї форми:
1. ефективне застосування передової технології та сучасних досягнень практики організації ремонтних робіт;
2. повне і рівномірне завантаження ремонтних баз незалежно від погодніх умов та періоду року;
3. рівномірне розміщення ремонтних баз по найважливіших районах;
4. нормальні умови по підвищенню кваліфікації робітників;
5. підвищення спеціалізації та кооперування по виготовленю деталей вузлів, виконанню окремих технологічних оперіцій;
6. підвищення ПП та зниження собівартості ремонтних та інших робіт;
7. скорочення планових строків простою обладнання в ремонті.
Отже, централізована форма організації ремонтів дає можливість краще організовувати робочі місця, оснастити їх необхідним обладнанням, що забезпечить проведення ремонту на високому технічному рівні.
Але дана форма має два досить істотні недоліки. Це великі затрати часу та грошових коштів на доставку обладнання на ремонтну базу і назад, неможливість проведення ремонтів великогабаритного обладнання в закритих приміщенях. Можна зробити висновок, що цю форму доцільно використовувати, коли ремонтні бази розміщенні відносно недалеко та коли підприємство має належний фонд запасного обладнання.
2. Децентралізована форма організації ремонтів.
При цій формі всі види ремонтного обслуговування, включаючи і виготовлення необхідних запчастин, проводяться силами і технічними засобами власної ремонтної бази, тобто силами окремих цехів. В порівнянні з централізованою дана форма має ряд недоліків: необхідність розміщення ремонтних засобів по окремих об’єктах, відсутність кваліфікованого керівництва та матеріально-технічного постачання, низький рівень спеціалізації ремонтних робітників, низький коефіцієнт використання верстатного парку та іншого ремонтного обладнання, зниження якості робіт. Ці недоліки звужують сферу використання даної форми організації ремонтів.
Найчастіше цю форму можна використати при значних віддалях між підприємством та ремонтними базами і тому така форма є найхарактернішою для геологорозвідувальних і бурових підприємств, що працюють в нових або віддалених районах.
3. Змішана форма організації ремонтів.
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 крупних та середніх підприємствах, що мають міцну ремонтну базу. Крім того, її можна використовувати і в інших підприємствах як проміжний варіант при переході до централізованої форми організації ремонтів.
2.3.Методи організації ремонтів обладнання.
В залежності від масштабів робіт, видів використованого обладнання та місцевих конкретних умов ремонту обладнання може бути виконаним одним з таких методів:
1
.Метод післяоглядового ремонту. Суть даного методу ремонту полягає в тому, що обладнання підлягає періодичним оглядам, на основі яких визначається термін і вид чергового ремонту. Періодичність оглядів встановлюється, виходячи з орієнтованих строків служби деталей і вузлів обладнання. В результаті оглядів складається відомості дефектів, що включають детальні відомості про ступінь зносу вузлів, а також опис виявлених несправностей і перелік робіт по їх усуненню. Ці дані є основою для планування обсягів та термінів проведення ремонтних робіт. Строки між двома плановими оглядами є непостійними і встановлюються в залежності від складності обладнання, його технічного стану та річного графіку завантаження. Цей метод організації ремонту обладнання має ряд істотних недоліків, головні з них: неможливість планування ремонтів та завантаження ремонтних баз на тривалий період часу; суб’єктивність технічного стану машин, обладнання; індивідуальний підхід до організації ремонтів; труднощі в визначенні необхідної кількості робочої сили, матеріалів, інструментів, оснастки. Цей метод використовується дуже рідко. Найчастіше його можна зустріти при ремонті нестандартного спеціального, нового обладнання, яке до того ж використовується в індивідуальному порядку.
2.Метод періодичних ремонтів. Основні види ремонтних робіт при цьому методі проводяться в точній послідовності. Обсяг і порядок послідовності ремонтів визначається тривалістю служби змінних деталей та вузлів. За строками служби деталі та вузли кожної машини, кожного верстата, кожного виду обладнання класифікуються і групуються. В залежності від середнього періоду часу їх служби встановлюють термін та обсяг ремонтних робіт. При кожному черговому ремонті всі вузли і деталі, що підлягають ремонту уважно оглядають, зношені частини замінюють, а ті, що ще придатні до роботи, встановлюють знову. При цьому для організації ремонту особливе місце має своєчасне та якісне встановлення змінних та запасних частин. Головною перевагою даного ремонту обладнання є його економічність та можливість досить детального планування наступних видів ремонтів і їх фізичних обсягів. Цей метод найхарактерніший для універсального обладнання, що використовується широко у всіх підрозділах підриємства.
3.Метод планово-попереджувальних ремонтів. Даний метод на відміну від двох попередніх 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 продовжити строки служби обладнання; зберегти високу якість його роботи, а також прискорити затрати на планові ремонти. В основі даного методу лежить проведення різних видів ремонтного обслуговування через точні, заздалегідь визначенні періоди часу на протязі ремонтного циклу. Під ремонтним циклом розуміють період часу між двома капітальними ремонтами (для діючого обладнання) або період часу від ремонту введення в експлуатацію обладнання до першого капремонту (для нового обладнання). Ремонтний цикл ділиться на міжремонтні періоди, тривалість яких визначається строком служби змінних деталей. Тривалість циклу та міжремонтних періодів визначається системою ТО і ПР.
Із перерахованих методів останній є найпрогресивнішим і характерезується такими позитивними рисами: система профілактичних заходів дає можливість уникнути непланових зупинок; з’являється можливість точного планування ремонтів та завантаження ремонтних баз на весь плановий період; точного визначення потреби в робочій силі, матеріалах, інструменті; забезпечується високий рівень спеціалізації ремонтних бригад та використання прогресивних способів ремонту обладнання; підвищується загальна ефективність ремонту за рахунок зростання ПП, повного використання ремонтного обладнання, раціонального використання матеріальних ресурсів.
Метод планово-попереджувальних ремонтів найкращий для обладнання, що працює при сталому режимі. Також використовують при ремонтах обладнання, від безперебійної роботи яких залежить безперервність технологічних процесів та безпека людей.
Найчастіше зустрічаються різні комбінації всіх трьох видів.
2.4.Способи ремонту обладнання.
В залежності від кількості однотипного обладнання та технічної оснащеності ремонтних баз використовуються різні способи ремонту обладнання:
1.Індивідуальний спосіб ремонту.
При цьому способі обладнання ремонтує одна комплексна бригада, що складається з робітників високої кваліфікації. При цьому кожна одиниця обладнання підлягає розборці на окремі вузли і деталі, які в процесі ремонтних робіт знеосіблюються , тобто обладнання збирають з тих же відремонтованих частин, з яких воно складалось до ремонту. Цей спосіб не має великого поширення через такі недоліки:
1) значний час простоювання обладнання в ремонті, оскільки багато часу витрачаєтьсч на ремонт та виготовлення окремих змінних частин та деталей;
2) відсутність гарантій високої точності підготовки та зборки деталей, вузлів і механізмів в умовах обмеженого часу на ремонт;
3) необхідність високої кваліфікації робітників, які забезпечували б виконання будь-яких видів робіт, що виникають в процесі ремонту;
Виходячи з цього індивідуальний спосіб ремонту використовується найчастіше при ремонті простих видів обладнання та невеликій його кількості, а також при відсутності підмінного фонду обладнання. Такий спосіб ремонту можна зустріти в геолого-розвідувальних партіях.
2.Агрегатно-знеосіблений спосіб ремонту.
При цьому способі ремонту весь комплекс ремонтних робіт ділиться на окремі складові частини, кожна з яких являє собою повністю закінчений процес ремтнту агрегату чи вузла. Іншими словами машину розбирають на окремі агрегати, що ремонтуються окремо.
Використання підготовлених зборочних одиниць дає можливість в багатьох випадках значно скоротити простої обладнання, які пов’язані з виконанням ремонтних робіт. Найбільшу шкоду виробництву приносять простої технологічного обладнаняя в непланових ремонтах. Причиною таких ремонтів звичайно є випадкові відмови через вихід з ладу окремих деталей чи вузлів. Тому використання підготовлених ремонтних вузлів для непланових ремонтів такого обладнання особливо ефективне. Висока ефективність даного способу ремонту зумовлена наступними перевагами:
- раціональним використанням робочої сили за кваліфікацією;
- високою спеціалізацією ремонтних бригад, що забезпечують ріст ПП;
- економією робочого часу при проведенні ремонту;
- поліпшення якості та зниження вартості ремонтних робіт;
Часто вузловий спосіб поєднується з індивідуальним. В такому поєднанні він досить часто використовується при капітальному ремонті сильно завантаженого обладнання. Що стосується обладнання не унікального чи особливо важливого для виробництва , то використання вузлового способу не завжди буде економічно виправданим.
3. Загальнознеосіблений спосіб ремонту.
На відміну від агрегатно-знеосібленого способу даний спосіб характеризується повним знеосібленням не тільки вузлів, але й окремих деталей. Машину, що поступила в ремонт, повністю розбирають, всі деталі підлягають дефектуванню. При цьому ті деталі, які ще придатні для використання передаються на склад, а решту або ремонтують або здають в металобрухт. Слюсарно-зборочна бригада проводить зборку машин із знеосіблених деталей, що поступають із складу.
Загальнознеосіблений спосіб ремонту використовують на крупних ремонтних базах, що проводять ремонт великої кількості однотипного обладнання із взаємозамінними деталями. В умовах нафтогазової промисловості він використовується на центральних БВО та спеціалізованих ремонтно-механічних заводах. Даний спосіб ремонту є найекономнішим із трьох названих. Це пояснюється тим, що при цьому значно скорочується час простоїв в ремонті, підвищується ПП і якість робіт, знижується їх вартість.
2.5. Фактори, які впливають на формування ремонтного господарства НГВУ “Надвірнанафтагаз”.
Формування ремонтного господарства підприємства проходить під впливом наступних факторів:
1. Природні фактори, які обумовлюють інтенсивне фізичне зношення обладнання:
- знаходячись на відкритому повітрі практично на протязі всього року, обладнання піддається шкідливому впливу навколишнього середовища;
- багато вузлів і деталей працюють в умовах корозійного і абразивного середовища промивочних рідин, соленої води;
- виснаженність газових і газоконденсатних родовищ, що вимагає додаткових зусиль для підтримання їх в робочому стані;
- високий ступінь обводненості свердловин, що вимагає частого проведення ремонтних робіт;
2. Техніко-технологічні фактори:
- вузли і деталі обладнання часто зазнають змінних технологічних навантажень (удари, вібрації);
- складність робіт і недостатність спеціального обладнання для ремонту обладнання при транспортуванні примушує залучати до ремонтів підрядні організації;
- низький коефіцієнт оновлення основних фондів, що вимагає більш частіших ремонтів;
- висока частка застарілого обладнання;
3. Економічні фактори.
- недостатність коштів для поновлення матеріально-технічної бази ремонтного господарства.
2.6. Методика розрахунку показників ряду динаміки.
Для того, щоб проаналізувати зміну показників в часі, використовують ряду динаміки. Для аналізу, який робиться на основі фактичних даних, застосовують наступні показники:
1. Абсолютний приріст:
а) базисний
D tб= yt - yo (1)
б) ланцюговий
Dtл=yt - yt-1 (2)
де yo,yt,yt-1- відповідно фактичний рівень показника в базовому, звітному і попередньому до звітного року.
2.Темпи зростання і %:
а) базисний
ktб
б) ланцюговий
ktл = yt / yt-1*100 (4)
3. Темпи приросту:
а) базисний
тtб = 100 (ktб - 1) (5)
б) ланцюговий
тtл = 100 (ktл - 1) (6)
4. Абсолютне значення 1% приросту:
а) базисний
для всіх t однаковий
б) ланцюговий
g = Dt / тt = yt-1 / 100 (7)
Абсолютний приріст характеризує швидкість зміни рівнів ряду динаміки за одиницю часу.
Темпи зростання - це відносний показник динаміки, який показує у скільки разів більше чи скільки % даний рівень складає по відношення до рівня,що прийнятий за базу порівняння.
Темп приросту показує як зміниться рівень ряду динаміки па протязі даного часу.
2.7. Показники для оцінки рівня організації виробництва на підприємстві.
Важливим етапом при проведені аналізу функціонування ремонтного господарства на підприємстві є оцінка рівня організаційної підготовки виробництва. Для цього використовують наступну систему показників.
1. Коефіцієнт пропорційності, що характеризує рівень пропорційності виробництва, визначається за формулою:
s = Ö S (ві -впл) 2 / m (8)
де m - кількість етапів,
ві - пропускна здатність окремих етапів в прийнятих одиницях виміру,
впл -обсяг виробництва по плану в прийнятих одиницях виміру.
2. Коефіцієнт безперервності, що характерезує рівень безперервності виробництва і визначає можливість скорочення переривів між технічними операціями, виражається формулою:
kб= å ттех / тц (9)
де ттех - тривалість технологічної частини виробничого циклу,
тц - загальна тривалість виробничого циклу.
3. Складовою надійності процесу є надійність обладнання, яке застосовується у виробництві, тому розраховують коефіцієнт надійності роботи обладнання.
кн = тв / тв + тр (10)
де тв - сумарні витрати у напрацюванні ГПА через відмови і простої в ремонті, в рік, м/год,
тр - сумарне напрацювання ГПА, м/год.
2.8. Методика розрахунку показників ефективності ремонтного обслуговування.
Для оцінки рівня організації та ефективності ремонтного обслуговування необхідно мати певну систему показників. Для цього використовують дві групи показників: загальні і спеціальні.
ЗАГАЛЬНІ:
1. Коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією. Характеризує відповідність рівня кваліфікації робітників кваліфікації виконуваних робіт і визначається за формулою:
крк = ррб / рр (11)
де ррб - середній кваліфікаційний розряд робітників,
рр - середній розряд виконуваних робіт.
2. Коефіцієнт використання робочого часу :
кврч = те / трм (12)
де те - ефективний, фактично відпрацьований час одним робітником або групою робітників за даний період часу, люд/год або люд/днів,
трм - максимально можливий фонд робочого часу за даний період, люд/год або люд/днів.
Цей показник характеризує рівень використання максимального можливого робочого часу. Його можна розрахувати іншим способом:
кврч = 1 - tвтр / трм (13)
де tвтр - втрати робочого часу в процесі виконаня роботи, люд/год або люд/днів.
СПЕЦІАЛЬНІ:
1. Тривалість міжремонтного періоду.
Характеризує в узагальненому вигляді якість проведених ремонтів, що проявляється в збільшенні ремонтного циклу і визначається за формулою:
тмрп = тц / nр (14)
де тц - тривалість фактичного циклу роботи обладнання, год,
nр - кількість ремонтів в ремонтному циклі.
2. Коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування.
Характеризує рівень дотримання графіка планово-попереджувальних робіт:
кпро = nд / nрл (15)
де nд - кількість ремонтів, що проведені з додержанням планових термінів,
nрл - загальна планова кількість всіх видів ремонтів.
3. Коефіцієнт частоти ремонтів.
Показує кількість ремонтів, в середньому на одиницю обладнання за даний період часу.
кчр = nрз / nо (16)
де nрз - загальна кількість ремонтів, що проведені за даний період по видах обладнання.
nо - кількість одиниць обладнання.
4. Коефіцієнт використання верстатного парку ремонтної бази за часом. Характеризується рівень екстенсивного його використання:
кекс= тф / тп (17)
де тф - фактичний час роботи обладнання за даний період часу,
тп - плановий ефективний фонд часу роботи обладнання за той же період.
5. Специфічним показником, що характеризує рівень організації ремонтного обслуговування свердловин є коефіцієнт експлуатації,який визначається за формулою:
ке = се / счд (18)
де се - сумарний час роботи свердловин,
счд - сумарний календарний час по діючому фонду свердловин.
Аналіз всіх вищенаведених показників проводиться з метою виявлення резервів покращення організації та підвищення ефективності ремонтного обслуговування на НГВУ "Надвірнанафтагаз". Основними напрямками удосконалення ремонтного обслуговування можуть бути: збільшення тривалості міжопераційного періоду, скорочення непродуктивних витрат часу при проведенні ремонтів, скорочення часу простоів обладнання в ремонті, покращення внутрішньої спеціалізації ремонтних підрозділів.
3
. Аналіз організації ремонтного обслуговування на НГВУ "Надвірнанафтагаз".
3.1. Динаміка основних ТЕП підприємства.
Для визначення ефективності виробничо-господарської діяльності НГВУ"Надвірнанафтагаз"необхідно провести аналіз динаміки основних ТЕП підприємства.
Ефективність затрат праці характеризується показником ПП. Ріст ПП є важливим фактором підвищення ефективності виробництва, служить об’єктивною передумовою збільшення матеріальних благ, тому цей показник доцільно віднести до ОТЕП.
Заробітня плата робітників є одним із засобів стимулювання праці, тому високий рівень цього показника підвищує ефективність виробництва.
Собівартість та прибуток - одні з найважливіших якісних показників виробничо-господарської діяльності підприємств, тому, що значення собівартості визначається тим, що в ньому відбиваються результати діяльності, а прибуток відображає кінцеві результати діяльності підприємства, показуючи цим на скільки ефективно воно працює. Всі ОТЕП приведено в таблиці 3.1.
Таблиця 3.1. Основні ТЕП НГВУ "Надвірнанафтагаз".
| Назва показника | | Роки | |
| | 1995 | 1996 | 1997 |
| 1. Видобуток нафти і конденсату, тони, в т.ч.: Видобуток нафти Видобуток конденсату 2. видобуток газу, тони | 194 000 188 596 5 404 238567 | 182 400 177 740 4 660 233404 | 173 000 167 635 5 365 225101 |
| 3. Реалізація продукції, тис.грн. | 22 771 | 31 810 | 46 460 |
| 4. Продуктивність праці, т/люд | 30 488 | 47 088 | 57 069 |
| 5. Прибуток, тис. грн. | 14 055 | 16 327 | 24 327 |
| 6. Собівартість одиниці продукції, грн.: - 1 т нафти - 1 тис. м3 попутнього газу - 1 тис. м3 природнього газу | 39,64 7,04 13,74 | 74,71 19,36 34,41 | 93,36 37,48 26,22 |
| 7.Середньоспискова чисельність, чол., в т.ч.: промислового персоналу; непромислового персоналу | 970 780 190 | 972 786 186 | 947 773 174 |
| 8. Фонд ЗП всього, грн. | 108248 | 315448 | 377217 |
Для виявлення динаміки явищ потрібно співставляти базовий рік з іншими. Аналізуючи ОТЕП за 1995-1997рр.варто сказати наступне.
Видобуток нафти і конденсату з роками спадає, так, в 1996р. абсолютне значення цього показникам знизилось на 6 %, а на кінець аналізованого періоду воно було нижче базового рівня на 11%. Такою ж є і динаміка видобутку газу: зниження на 3% у 1996р. і на 5,7% у 1997р. Спад даних показників мав значний вплив на формування таких показників, як вартість товарної продукції, собівартість нафти та газу, прибуток.
Щодо собівартості , то її рівень постійно зростає. В 1996р. він досягнув абсолютного значення 74,71 грн. за 1т нафти, а в1997 - аж 93,36 грн за 1 т нафти, що в 1,88 і 3,36 раз відповідно більше ніж у 1995році. Такий ріст собівартості пов’язаний із зростанням цін на електроенергію, із збільшенням кількості проведення ремонтів та пов’язаних з цим ростом витрат.
Прибутки підприємства за звітний період постійно збільшувались, що в загальному свідчить про позитивну роботу НГВУ. Так, збільшення прибутків у 1996 році на 14% продовжується у 1997 році збільшенням цього показника на 73% у порівнянні з базовим роком. Такою ж була і динаміка продуктивності праці: ріст на 54% у 1996р.; на 87% і на 21% у 1997 році у порівнянні відповідно з 1995 і 1996 роками.
За звітний період помітно зростає фонд заробітної плати. Це є однією з позитивних рис у функціонуванні НГВУ “Надвірнанафтагаз”. За аналізований період середня заробітня плата зросла від 111 гривень у 1995р. до 324 та 398 гривень відповідно у 1996 та1997 роках, що у процентному співвідношенні перевищує базовий рівень відповідно на 190 та 258%. Позитивним у цьому плані є розуміння керівництвом матеріального стимулювання як одного з чи не найкращих способів заохочення та підтримання працездатності працівників.
В загальному плані функціонування НГВУ за звітний період є задовільним, а підтвердженням цьому може бути вже проаналізоване вище зростання прибутку. Зростання продуктивності праці та фонду оплати праці свідчить про ефективність використання трудових ресурсів, а також хороший спосіб їх стимулювання. Щодо темпів зростання собівартості, то вони є набагато більшими, ніж темпи зростання обсягу видобутих нафти, газу і конденсату, що в значній мірі пов’язано із зростанням цін на енергоносії.
Зважаючи на нестабільність економічної ситуації в Україні неможливо визначити наступні тенденції розвитку підприємства, але, враховуючи наявні людські ресурси, сировинну та технічну бази, можна вірити у його подальший розвиток та вдосконалення.
3
.2 Динаміка обсягів ремонтного обслуговування на підприємстві.
На НГВУ “Надвірнанафтагаз” діє змішана система організації ремонтного обслуговування, тобто ремонти виконуються як господарським, так і підрядним способом інших підприємств. Тому спочатку варто проаналізувати обсяги ремонтного обслуговування з точки зору участі різних виконавців в ремонтних роботах (табл. 3.2.).
Таблиця 3.2. Структура витрат коштів на ремонти
в залежності від виконавців, тис.грн.
| Виконавці | 1995 | | 1996 | | 1997 | |
| | абс.знач. | % | абс.знач. | % | Абс.знач. | % |
| 1. Персонал підрядних підприємств | 373,59 | 82,6 | 316,7 | 81,1 | 502,82 | 80,8 |
| 2. Господарським способом | 78,6 | 17,4 | 73,68 | 18,9 | 119,31 | 19,2 |
| Обсяги ремонтів загальні | 452,19 | 100 | 389,85 | 100 | 622,13 | 100 |
Як видно з таблиці 3.2. об’єм робіт, які виконують персонал підрядних підприємств майже в 5 разів більше, ніж той, якій виконують ремонтні служби підриємства. Це пов’язано з тим, що немає коштів на утримання великої ремонтної бази при НГВУ “Надвірнанафтагаз”, яка б виконувала всі неохідні ремонти. Проте з роками питома вага останніх зростає до 19,2% в 1997р. від загальних обсягів ремонтів.
Варто також відмітити, що майже 93% всі капітальних ремонтів виконують саме підрядні організації, в той час, як обсяг їх діяльності по поточних ремонтах складає лише 70%. Це пов’язано з тим, що КР потребують більш кваліфікаційного складу персоналу, ніж поточні ремонти.
Якщо б на НГВУ “Надвірнанафтагаз” були створені свої комплексні ремонтні бригади із висококваліфікованих спеціалістів,то це дозволило значно покращити якість комплексного ремонту ГПА, ремонтних робіт обладнання та систем КС, технічне обслуговування КС, скоротити простої обладнання в ремонті, зекономити значну суму коштів, що дозволило б і надалі розвивати свою ремонтну базу. Фінансування такого заходу можна було б здійснити за рахунок фонду розвитку виробництва чи кредитування банком.
Для аналізу обсягів ремонтного обслуговування на підприємстві з точки зору об’єктів ремонтів використаємо дані таблиці 3.3.
Таблиця 3.3. Обяги виконаних ремонтних робіт
| | 1995 | 1996 | 1997 |
| Вартість виконаних робіт, всього тис.грн. в тому числі: | 452,19 | 399,85 | 622,13 |
| 1. Промислово-виробничі основні фонди, з них: | 421,33 | 363,19 | 483,58 |
| - будівлі і споруди; | 128,42 | 102,76 | 134,52 |
| - силові машини і обладнання; | 42,81 | 32,96 | 41,58 |
| - робочі машини і обладнання; | 205,42 | 183,84 | 220,74 |
| - транспортні засоби | 44,68 | 43,63 | 86,74 |
| 2. Непромислові основні фонди | 30,86 | 26,66 | 138,55 |
Питома вага робочого часу, що припадає на ремонт обладнання в середньому складає біля 5% від загального фонду робочого часу , також значну частку цього фонду становить час, протягом якого частина обладнання знаходиться в резерві.
Оскільки витрати на капітальні ремонти основних фондів займають біля 2/3 від загальних витрат на ремонтні роботи, то додатково варто розглянути дані по капітальних ремонтах конкретних об’єктів в кількісному виразі (табл.3.4.)
Таблиця 3.4. Кількість капітальних ремонтів по об’єктах.
| Об’єкти | 1995 | 1996 | 1997 |
| 1. Газоперекачувальні агрегати, шт | 11 | 13 | 15 |
| 2. Компресорні циліндри, шт (ГМК) | 10 | 12 | 14 |
| 3. Свердловини, шт | 11 | 8 | 6 |
| 4. Автотранспорт, шт | 27 | 26 | 36 |
| 5. Інші, шт | 123 | 110 | 139 |
| Всього, шт | 187 | 169 | 215 |
Аналізуюючи динаміку ремонтних робіт за період 1995-1996 років можна сказати, що за один рік обсяги ремонтів зменшилися на 13,8%, що у вартісному вираженні становить 62,34 тис. грн. Це явище відбулося за рахунок зменшення ремонтів як промислово-виробничих ОФ так і непромислових ОФ, причому майже в одинаковій мірі. Їх темпи росту однакові і становлять 86,2 %. Що ж стосується капітальних ремонтів, в 1996 році загальна кількість об’єктів, які потребували капітальних ремонтів склала 169 шт., що на 9,7% менше, ніж в попередньому році. Це зумовлено деякими організаційно-технічними заходами, які були направлені на підвищення надійності, довговічності і економічності роботи об’єктів. Але кількість рамонтів по ГПА збільшилась на 4, що привело до перезходу 5890 кг турбінного масла і збільшення часу простою обладнання в ремонті, неперервність якого дуже важлива для організації виробництва. Також поступово збільшуються ремонти компресорних циліндрів ГМК, кожного року на 12%, в основному через умови роботи в вібраційному колі і недостатньому контролі за їх станом.
З таблиці 3.4. видно, що обсяг робіт по капітальному ремонту свердловин скоротився до 8 в 1996 році. Але це пояснюється не кращим доглядом за свердловинами, а тим, що не був виконаний план по ремонту свердловин. Недостаючий обсяг робіт було перенесено на 1997 рік і склав 6 ремонтів.
В 1996 році зменшились обсяги ремонтів транспортних засобів на 2,4% (на 1,05 тис.грн).
Проте зовсім іншу картину спостерігаємо в 1997 році. Обсяг ремонтних робіт по всіх видах ОФ зростає. Зміна загальної вартості ремонтів складає 159,6% порівняно з 1996 і 137,6% порівняно з базовим 1995 роком. Ця зміна відбувається в основному за рахунок збільшення ремонтів непромислових ОФ майже в 5 раз, а за рахунок промислово-виробничих фондів на 114,8 % порівняно з 1995 роком . Особливо відчутно зріс обсяг ремонтів по транспортних засобах, ремонтом яких займається механічна майстерня. Також зросли обсяги ремонтів по силових машинах і обладнанню - на 26,2% порівняно з 1996 роком і по будівлях і спорудах - на 30,91%.
Отже, НГВУ “Надвірнанафтагаз” необхідно провести роботи по покращенню ремонтного обслуговування. Для зменшення числа ремонтів необхідно забезпечити кращий догляд за обладнанням, дотримуватись вимог по екплуатації, застосовувати профілактичні заходи. Крім того, збільшення ремонтних робіт проходило через те, що обладнання поступово зношується, а через недостатність коштів підприємство замість закупки нового примушене проводити ремонт наявного обладнання.
3.3
. Аналіз відповідності організації ремонтного обслуговування особливостям виробництва на підприємстві.
Нормальне функціонування основних виробничих фондів підприємства залежить від ефективності ремонтного обслуговування на підприємстві. А ремонтне обслуговування може бути ефективним за умови, що воно відповідає особливостям виробництва.
Робота механічної майстерні організована досить ефективно і гнучко. Взагалі наявність механічної майстерні на підприємстві є досить зручним і ефективним. Тому вона проводить ремонти парку машин і обладнання, ремонти двигунів внутрішнього згорання, вартість яких втричі менша ціни нового двигуна. При цьому на даний час ремонтні заводи не займаються ремонтом таких двигунів. Механічна майстерня ремонтує велику кількість засувок, вартість ремонту яких набагато менша ціни нової, проводить ремонт 60-тонних трейлерів (міняються втулки балансових підвісок, підварюється рама, міняються всі шланги).
Проте виконання складних капітальних ремонтів і складних робіт, пов’язаних з ліквідацією аварій, покладено на підрядні організіції. Це є доцільним, оскільки підприємству для проведення таких робіт необхідна солідна матеріально- технічна база, а це потребує значних капіталовкладень і більш розширеної сітки ремонтних цехів. Крім того, покладення деяких ремонтів на підрядні організації дозволяє зекономити час і прискорити цей ремонт. Отже, там де підприємству стає матеріально-технічної бази і коштів для проведення ремонтів, вони покладаються на саме підприємство і його ремонтні підрозділи, а там, де це невигідно або неможливо - на підрядні організаціїї.
В загальному ремонтні роботи направлені на забезпечення раціональної експлуатації видобувних свердловин і свердловин підземного зберігання газу. Цех капітального ремонту сведловин в основному займається ремонтом наземного і підземного обладнання, проводить ревізію та заміну насосно - компресорних труб і фонтанної арматури, ізоляційні та ловильні роботи, ліквідацію міжколонних проявів газу, ремонт гирла свердловин, ліквідацію свердловин тощо. Але на даний час мало проводиться робіт по реконструкції бездіючих свердловин. Низькі пластові тиски не дозволяють експлуатувати свердловини фонтанним способом. Збільшити видобуток газу можна при переході на газліфтний спосіб експлуатації. У підприємства є можливість знову ввести в дію ряд бездіючих свердловин із залученням сусідніх свердловин, де пластові тиски досить високі. Однак для реалізації цього однієї бригади по КР свердловин недостатньо.
Таким чином, в загальному система ремонтного обслуговування відповідає особливостям функціонування підприємства. Однак в деяких підрозділах необхідно підвищити рівень робіт.
3.4. Аналіз ефективності функціонування ремонтного господарства.
Вихідні дані наведено в таблиці 3.5.
Таблиця 3.5. Вихідні дані для розрахунку показників ефективності ремонтного обслуговування.
| Показники | 1995 | 1996 | 1997 |
| 1. Середній кваліфікаційний розряд робітника, Ррб | 4,0 | 4,1 | 4,2 |
| 2. Середній розряд виконуваних робіт, Рр | 4,5 | 4,6 | 4,6 |
| 3.Максимальноможливий фонд робочого часу,люд-год, Трм | 59510 | 59500 | 59520 |
| 4. Втрати робочого часу в процесі виконання роботи, tвтр, люд-год | 3150 | 3200 | 3217 |
| 5. Тривалість фактичного циклу роботи обладнання, год, Тц: | | | |
| - ГПА | 25676 | 20372 | 17520 |
| - компресорні циліндри ГМК | 21366 | 18250 | 15643 |
| 6. Кількість ремонтів в ремонтному циклі, шт, nр: | | | |
| - ГПА | 5 | 4 | 5 |
| - комресорні циліндри ГМК | 5 | 5 | 6 |
| 7. Загальна кількість ремонтів, шт, nрз: | | | |
| - ГПА | 11 | 13 | 15 |
| - компресорні циліндри ГМК | 10 | 12 | 14 |
| 8. Кількість одиниць обладнання, шт, nо: | | | |
| - ГПА | 29 | 30 | 30 |
| - компресорні циліндри ГМК | 24 | 25 | 25 |
| 9. Фактичний час роботи обладнання верстатного парку,год,Тф | 1825 | 1830 | 1815 |
| 10. Плановий ефективний час роботи обладнання,год,Тп | 1966 | 1968 | 1920 |
| 11. Кількість ремонтів свердловин, що проведена з дотриманням планових термінів, nд | 16 | 16 | 11 |
| 12. Загальна планова кількість всіх видів ремонтів свердловин, nрп | 18 | 19 | 13 |
| 13. Загальна кількість ремонтів свердловин, nрз | 17 | 15 | 12 |
| 14. Фонд свердловин, nо | 85 | 83 | 84 |
| 15. Сумарний час роботи видобувних свердловин, св-міс, Св | 415 | 428 | 459 |
| 16. Сумарний календарний час по діючому фонду свердловин, Счд | 564 | 562 | 567 |
Розрахуємо показники ефективності ремонтного обслуговування на НГВУ “Надвірнанафтагаз” в період з 1995-1997рр., використовуючи дані таблиці 3.5. і формул 11-18. Результати розрахунків зведемо в таблицю 3.6.
Таблиця 3.6. Показники ефективності ремонтного обслуговування.
| Показники | 1995 | 1996 | 1997 |
| 1. Коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією, Крк | 0,88 | 0,89 | 0,91 |
| 2. Коефіцієнт використання робочого часу, Квчр | 0,95 | 0,95 | 0,95 |
| 3. Коефіцієнт частоти ремонтів, Кчр | | | |
| - ГПА | 0,37 | 0,43 | 0,5 |
| - компресорні циліндри ГМК | 0,41 | 0,48 | 0,56 |
| 4. Коефіцієнт використання верстатного парку ремонтного господарства (мех. майстерні ), Кек | 0,93 | 0,93 | 0,95 |
| 5. Коефіцієнт плановості ремонтного обслуговуваня свердловин, Кпро | 0,889 | 0,842 | 0,916 |
| 6. Коефіцієнт частоти ремонтів свердловин, Кчр | 0,2 | 0,18 | 0,14 |
| 7. Коефіцієнт експлуатації, Ке | 0,736 | 0,761 | 0,809 |
Проаналізуємо показники ефективності ремонтного обслуговування за 3 роки - з 1995р. по 1997р.
Коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією зростає на 0,01 в 1995р. і на 0,03 в 1997р. порівняно з базовим роком. Це пояснюється тим, що на протязі трьох років зростає середній кваліфікаційний розряд робітників, причому сталими темпами, на 2,5% щорічно. Тобто нові технології, науково-технічний прогрес, вимагають більшої підготовленості робітників. У робітників механічної майстерні є резерв підвищення кваліфікаційного розряду, щоб максимально наблизити його до розряду виконуваних робіт. З цією метою на підприємстві проводиться велика робота по підвищенню кваліфікації робітників.
Коєфіцієнт використання робочого часу постійний на протязі всього періоду і становить 0,95. Це досить непоганий рівень використання робочого часу, хоча і його можна покращити шляхом усунення непродуктивних витрат часу або зведення їх до мінімуму Це насамперед стосується механічної майстерні, покращити роботу якої можна шляхом удосконалення вчасності поставок матеріалів, інструментів, транспортування, своєчасним наданням інструкцій, вказівок тощо.
Коефіцієнт використання верстатного парку механічної майстерні досить високий і за останні роки збільшився до 0,95. Він характеризує рівень екстенсивного використання верстатного парку механічної майстерні. Але так як механічна майстерня недостатньо укомплектована для належного проведення ремонтних робіт деяких видів обладнання, то їх якість невисока, що і підтверджують показники ефективності ремонтного обслуговування таких видів обладнання як ГПА і компресорні циліндри ГМК.
Розглянемо ефективність ремонтного обслуговування свердловин, капітальні ремонти яких виконує цех по КР свердловин. Якщо розглянути коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування, то він в 1996 році знизився на 5,3% і склав 0,842. Це пов’язано насамперед з поганим матеріально-технічним постачанням цеху. Але в 1997 році коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування свердловин збільшився на 3% порівняно з базовим роком і на 8,3% порівняно з 1996 роком. Це пояснюється тим, що була доукомплектована бригада необхідними інструментами і кращою організацією праці. Треба відмітити, що цех по КР виконує свою роботу якісно, так як і його підрозділи на місцях. Про це свідчить те, що кількість ремонтів, що припадає на одну свердловину зменшується і частота ремонтів в 1997 році складає 0,14, що на 0,06 менше порівняно з базовим. В результаті скорочення часу простоїв свердловин під час ремонту зросла кількість відпрацьованих св.-міс. Це дозволило підвищити коефіцієнт експлуатації до 0,809, тобто на 9,9 %. Отже, ремонтне господарство підприємства працює досить ефективно про що свідчать показники роботи цеху по КР свердловин та коефіцієнти використання робітників за кваліфікацією і використання робочого часу. Про те є і негативні сторони діяльності: зменшення тривалості міжремонтного періоду і збільшення частоти ремонтів.
4. Заходи по удосконаленню організації ремонтного обслуговування.
4.1. Удосконалення ремонтного обладнання шляхом впровадження системи регулювання складу суміші в циліндрах ГМК-10 на КС.
Для нормального функціонування підприємства важливо підтримувати в нормальному стані компресорні станції. Багато часу і коштів, що йдуть на ремонт КС, припадає на ремонт компресорних циліндрів ГМК. З попереднього аналізу видно, що робота цих циліндрів погіршується з кожним роком: зменшується тривалість міжремонтного періоду і збільшується коефіцієнт частоти їх ремонтів. Справа в тому, що ГМК працює з великим навантаженням і це приводить до нестабільної роботи двигунів ГМК, яка проявляється у збільшенні неідентичності роботи двигунів - збільшенні непослідовних циклів робочого процесу в циліндрах, яка не усувається регулюванням, проходить підвищення закоксування продуктивних і вихлопних вікон циліндрів, проточної частини турбіни - і, як результат, поломка циліндра.
Але існує система регулювання складу суміші в циліндрах, яка підвищує надійність роботи ГМК, знижує витрати на ремонти, скорочує простої устаткування при проведенні ремонтів. Робота системи грунтується на регулюванні тиску повітря наддуву шляхом відводу його частини з ресивера.
4.1.1. Методика оцінки ефективності запропонованого заходу.
Розрахунок економічної ефективності проводиться за наступною формулою:
Е = Епч + Ер - 0,15К (19)
де Епч - економічний ефект за рахунок скорочення розходу паливного газу.
Ер - економія розходів на ремонти.
К - капітальні витрати на модернізацію ГМК.
Економія паливного газу визначається:
Епч = Ц
m
*
D
Q (20)
де Цm - ціна газу.
DQ - економія паливного газу.
Вплив впровадження даного заходу на основі показників діяльності підприємства, а саме - ремонтного господарства визначається за такими формулами:
1. Зниження собівартості одного ремонту.
D
С = ( 1 - С
t /
С1 ) * 100 % (21)
де Сt, С1 - відповідно собівартість ремонту одиниці обладнання після і до впровадження заходу.
2. Зменшення чисельності працівників, які займаються ремонтом даного обладнання.
D
Ч = (Ч *
D
Р) / Р (22)
де Ч - чисельність ПВП
Р - кількість ремонтів до впровадження заходу
3. Збільшення продуктивності праці ремонтного підрозділу.
D
Пр =
D
Ч/(Ч -
D
Ч) * 100 % (23)
4. Прибуток від зменшення витрат на проведення одного ремонту обладнання в рік:
D
П = ( С1 - С
t
) *
n (24)
де С1, Сt - собівартість ремонту одиниці обладнання після і до впровадження заходу.
n - кількість ремонтів обладнання після впровадження заходу.
4.1.2. Розрахунок ефективності впровадження системи регулювання складу суміші в циліндрах ГМК-10 на КС.
Як було сказано застосування системи регулювання суміші знизить затрати на ремонти. Точна кількісна оцінка цього зниження затруднена, так як затрати на ремонтні роботи визначаються великим числом факторів - режимами роботи ГМК, атмосферними умовами, умовами експлуатації, відпрацьованим моторесурсом ГМК, якістю проведених раніше ремонтів. Разом з тим, усунення перебоїв в роботі циліндрів і підвищеного закоксування вікон суттєво покращать надійність роботи ГМК. Для розрахунку приймемо, що впровадження СРС приведе до зменшення розходів на ремонт на 5%.
Витрати на впровадження СРС склали - 594,37 грн.
Розрахунок:
1. Розхід паливного газу, тис.м3 до впровадження СРС
1 ступінь - 1045
2 ступінь - 2007
3 ступінь - 1035
Всього - 4087
2. Економія паливного газу при впровадженні СРС,%
1 ступінь 4,5% - 47,025 тис.м3
2 ступінь 3,7% - 74,259 тис.м3
3 ступінь 5,8% - -60,03 тис.м3
Всього: 181,314 тис.м3
3. Витрати на ремонти, тис.грн - 10
4. Економія на ремонті, тис.грн - 10*0,05 = 0,5
5. Ціна паливного газу, грн/1000м3 - 0,00755
6. Економічний ефект за рахунок зниження розходу паливного газу( формула 20), тис.грн: 181,314 * 0 00755 = 1,369
7. Витрати на впровадження СРС, тис.грн: 0,59437/4 = 0,14859
8. Загальний економічний ефект, тис.грн: Е = 1,369 + 0,5 - 0,15*0,14859 = 1,84671
Даний розрахунок проведений за 1 квартал. Отже за рік: Ер = 7,39 тис.грн (умовний річний ефект). Досвід використання цього заходу показав високу його ефективність, що дозволило збільшити термін експлуатації компресорних циліндрів ГМК на 15% (збільшилась надійність експлуатації) і скоротити кількість ремонтів з 14 до 12 в рік.
Як вплинув цей захід на показники ремонтного господарства підприємства (згідно формул 21-24):
1. Зниження собівартості одного ремонту:
Так як витрати на ремонт в рік складають :
10*4 = 40тис. грн., а кількість ремонтів в році 14, то:
до заходу: 40/14 = 2,85тис.грн.
після заходу: (40 - 0,05*40)/14 = 2,71 тис.грн.
DС = (1 - 2,71/2,85)*100 = 4,9%
2. В результаті зменшення кількості ремонтів можна зменшити чисельність працівників, що займаються ремонтом у ГМК (чисельність майстерні - 26 чол.)
DЧ = 26*(14-12)/14 = 3,7чол.
3. В результаті цього збільшиться ПП ремонтного підрозділу (майстерні):
DПр = (3,7/ 26 - 3,7)* 100 = 16,6%
4. Прибуток від зменшення витрат на проведення одного ремонту ГМК складе за рік:
DП = (2,85 - 2,71)* 12 = 1,68 тис.грн.
Даний захід також вплинув на показники ефективності ремонтного господарства (табл.4.1.)
Таблиця 4.1. Покращені показники ефективності ремонтного господарства.
| Показники | до заходу | після заходу |
| 1. Тривалість фактичного циклу роботи обладнання (цилін. ГМК),год | 15643 | 15643*1,15= 17989,45 |
| 2. Загальна кількість ремонтів компресорних циліндрів ГМК,шт | 14 | 14*2607,2/2998= 12 |
| 3. Кількість одиниць обладнання,шт | 25 | 25 |
| 4. Тривалість міжремонтного періоду ГМК,год | 2607,2 | 2998 |
| 5. Коефіцієнт частоти ремонтів | 0,56 | 0,48 |
| 6. Тривалість простою обладнання в ремонті, год | 280 | 240 |
| 7. Кількість ремонтів в ремонтному циклі | 6 | 6 |
Отже,даний захід дав змогу зменшити тривалість простою обладнання в ремонті на 15%, збільшити тривалість фактичного циклу роботи циліндрів на 2346,45 год, що збільшило тривалість міжремонтного періоду до 2998 год, причому коефіцієнт частоти ремонтів зменшився на 0,08.
4
.2. Скорочення кількості ремонтів агрегатів ГПА шляхом попередження їх поломки встановленням системи захисту і діагностики ремонтів.
З попереднього аналізу видно, що кількість ремонтів ГПА збільшується з кожним роком на 11,8%, що приводить до збільшення перерозходу турбінного масла, погіршення умов експлуатації, збільшення витрат на ремонтні роботи. Як видно з аналізу показників ефективності ремонтного обслуговування, зменшується міжремонтний період агрегатів ГПА. Отже, на підприємстві є необхідність застосування заходів, які б покращили показники роботи ГПА.
В НГВУ “Надвірнанафтагаз” встановлено 30 агрегатів ГГН-25. Були випадки, коли агрегати експлуатувались без відхилень від контрольних параметрів і при зупинці їх експлуатаційним персоналом для проведення технічного обслуговування при огляді бароскопом було виявлене значне їх пошкодження. Однак були і інші випадки, коли огляд не виявляв порушень, а через деякий час агрегат зупинявся аварійно по причині підняття температури газу і високої вібрації з появою чорного диму з вихлопної шахти ГПА.
Створення системи захисту з вібраційного стану ГПА ГТН-25 забезпечує оперативність постановки діагностики агрегата і проведеня ремонтних робіт.
Впровадження системи захисту з вібраційного стану дозволяє своєчасно відключити працюючий агрегат при перевищенні рівня вібрації допустимих значень і цим запобігти значних механічних поломок основних вузлів ГПА і зменшити кількість ремонтів на 20 %. Ефективність від впровадження заходу досягається за рахунок зміни режиму наробки в міжремонтний період, що відповідно приводить до зниження витрат на ремонт на 2,5%.
Розрахунок проводиться з допомогою методики описаної в пункті 4.1.1.
Крім цього використовується наступна формула:
Дохід від впровадження аварійного захисту ГПА ГГН-25:
Д = ( З1*(
Nt/N1) -
З
t ) *n (25)
де З1, Зt - відповідно витрати на ремонт одного агрегату до і після впроводження заходу;
N1, Nt - тривалість міжремонтного періоду (наробка в цей період) до і після заходу;
n - кількість агрегатів, на яких впроваджується захід.
4.2.1. Розрахунок ефективності впровадження даного заходу.
1. Середня вартість одного ремонту ГПА,
до заходу: 8,67 тис.грн.
після: 8,67 - 8,67*0,025 = 8,45 грн.
2. Кількість ремонтів агрегатів в рік до і після впровадженого заходу:
до: 15 шт
після: 15 - 15*0,2 = 12 шт
3. Кількість агрегатів, на яких впроваджується система захисту: 30 шт
4. Тривалість міжремонтного періоду, год:
до: 3504
після: 15*(3504/12) = 4380
5. Отже, дохід від впровадження аварійного захисту ГПА ГГН-25 визначається за формулою (25):
Д = ( 8,67 * (4380/3504) - 8,45) * 30 = 71,54 тис.грн.
6. В результаті зменшення кількості ремонтів в рік, коефіцієнт частоти ремонтів зменшиться з 0,5 до 12/30 = 0,4.
7. Процент зниження собівартості ремонтів складає:
DС = (1 - (8,45/8,67) *100 = 2,5%
8. В результаті зменшення кількості ремонтів зменшується чисельність ремонтників:
DЧ = (26*(15 - 12))/15 = 5,2 чол.
9. В результаті цього збільшиться ПП механічної майстерні:
DПр = 5,2/(26 - 5,2)*100 = 25%
Отже, покращені показники ефективності ремонтного обслуговування занесемо в таблицю 4.2.
Таблиця 4.2. Покращені показники ефективності ремонтного господарства.
| Показники | до заходу | після заходу |
| 1. Вартість одного ремонту, грн. | 8,67 | 8,45 |
| 2. Кількість ремонтів агрегатів, шт в рік | 15 | 12 |
| 3. Тривалість міжремонтного періоду, год | 3504 | 4380 |
| 4. Коефіцієнт частоти ремонтів | 0,5 | 0,4 |
Отже, впровадження системи аварійного захисту дало змогу зменшити кількість ремонтів на 3, збільшити тривалість міжремонтного періоду на 867 год. і зменшити коефіцієнт частоти ремонтів на 0,1, що принесе прибуток підприємству на суму 71,54 тис.грн.
Висновки.
Ремонтне господарство є важливим підрозділом підприємства, який забезпечує неперервний і нормальний хід виробничого процесу.
В даному курсовому проекті розглянуті особливості діяльності підприємства, які повязані в основному з транспортом газу, виробнича структура підприємства, матеріально-технічна база і структура ремонтного господарства.
В другому розділі проекту описані системи, методи, форми та способи ремонтів.Треба відмітити, що ремонтне господарство підприємства відповідає системі ТО і ПР. Ремонтне обслуговування проводиться за змішаною формою; механічна майстерня використовує, в основному, індивідуальний спосіб ремонту.
В результаті проведення аналізу основних ТЕП було виявлено дві сторони: позитивну і негативну. Позитивним є те, що за 1995-1997 роки відбувається зростання прибутку підприємства, зростання продуктивності праці, що говорить про належну ефективність використання трудових ресурсів, а також зростання прибутку підприємства. Негативною стороною є зростання собівартості транспортованого газу.
При розгляді динаміки обсягів ремонтного обслуговування було виявлено, що вони збільшуються в 1997 році за рахунок збільшення ремонтів як промислово-виробничих так і непромислових основних фондів. Кількість капітальних ремонтів теж зростає, при чому більше 70% всіх ремонтів проводиться силами підрядних підприємств.
Аналіз показників ефективності ремонтного обслуговування допоміг вияснити проблеми що існують при обслуговуванні. Це в основному збільшення коефіцієнту частоти ремонтів і зменшення тривалості міжремонтного періоду об’єктів ГПА і компресорних циліндрів ГМК. Це зумовлено поганим матеріально-технічним постачанням, низьким рівнем оновлення обладнання ремонтних цехів, що приводить до зниження якості ремонтів. Не зважаючи на це, коефіцієнт використання робітників за кваліфікацією і коефіцієнт використання робочого часу дисить високий. Краща ситуація при обслуговуванні свердловин, де коефіцієнт частоти ремонтів падає, збільшується коефіцієнт плановості ремонтного обслуговування і збільшується коефіцієнт експлуатації.
Для покращення роботи у ГМК і зменшення кількості ремонтів, збільшення міжремонтного періоду пропонується удосконалити ремонт шляхом встановлення системи регулювання складу суміші в компресорних циліндрах ГМК-10, що дозволить покращити їх роботу і вплине на показники ефективності ремонтного господарства. Для скорочення кількості ремонтів ГПА пропонується встановити систему захисту і діагностики ремонтів, що зменшить коефіцієнт частоти ремонтів на 20% і принесе прибуток підприємству на суму 71,54 тис.грн.
Список використаної літератури.
1. Борисов Ю.С. Организация ремонта и технического обслуживания оборудования. - М: Машиностроение, 1978.
2. Бренц А.Д., Тищенко В.Е., Власов А.В. Организация, планирование и управление на предприятиях транспорта и хранения нефти и газа. - М: Недра, 1980.
3. Лесюк О.І., Федишин М.Д. Організація підготовки та технічного обслуговування виробництвана підприємствах нафтової і газової промисловості. - Івано-Франківськ, ІФДТУНГ, 1991.
4. Сыромятников Е.С., Победоносцева М.М., Зубарева В.Д., Шпаков В.А. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М: Недра, 1987.
