Нормирование и оплата труда

где tм – норматив времени на выполнение приема «подъем трубы»;

      L – длина  поднимаемой трубы в м;

      Vср – средняя скорость подъема крюка в м/мин;

      k1 – коэффициент, учитывающий замедление скорости подъема крюка при включении и торможении барабана лебедки.

Нормы времени  на спуско-подъемные операции, приведенные  в ЕНВ, рассчитаны для труб длиной 7 м и 14 м (двухтрубка). При подъеме труб более 7 м или 14 м к нормам времени применяют поправочные коэффициенты на основе данных о средней скорости подъема крюка Vср:

где dср – средний диаметр барабана лебедки в м;

      n – число оборотов барабана  лебедки в минуту;

      i – число струн оснастки талевого  механизма.

Средний диаметр  барабана лебедки и среднюю скорость подъема крюка определяют в том  же порядке, что и при расчете машинного времени на подъем бурильных труб. Последовательность сохраняется при определении грузоподъемности лебедки и допустимого количества поднимаемых труб.

В справочнике  ЕНВ даны нормы штучного времени  на подъем и спуск труб однотрубками, двухтрубками в зависимости от их диаметра, оснастки по каждому типу подъемника. Там же приведены техническая характеристика подъемника и допускаемое количество подъема труб на каждой скорости.

Кроме подготовительно-заключительных и основных работ в нормативную продолжительность подземного ремонта включается время на переезд подъемника, на установку и снятие автоматов по свинчиванию и развенчиванию штанг и насосно-компрессорных труб, на заправку подъемника, на заполнение колонны труб водой для проверки работы глубинного насоса и некоторые другие вспомогательные работы. Нормы времени на все эти виды работ, кроме заполнения колонны труб водой определяют на основании фотографии рабочих процессов. В нормах указанного справочника ЕНВ не учтено время на выполнение различных мелких вспомогательных и ремонтных работ. Поэтому в нормативную продолжительность подземного ремонта включается дополнительно 0,4 % нормы времени на каждые 100 м глубины подвески насосно-компрессорных труб.  

Перед началом  работ бригаде по подземному ремонту скважин на каждый ремонт выдается технический наряд, в котором дается описание работ по предстоящему ремонту, указываются нормы времени на выполнение сдельных работ, общая нормативная продолжительность ремонта и сдельные расценки на весь выполненный объем.

Технический наряд  представляет собой документ, в котором  приводится: номер скважины, вид  ремонта, глубина подвески, категория  сложности, тип наземного оборудования (тип станка-качалки, фонтанной арматуры), тип подъемника, подъемное сооружение, оснастка талевой системы, дата проведения ремонта и другие необходимые данные.

Наряды составляет работник по нормированию труда, он же выдает его до начала ремонта мастеру  поземного ремонта скважин, который  доводит до сведения членов бригады  объем предстоящего ремонта, продолжительность его и расценок.

Мастер подземного ремонта скважин после ремонта  скважины указывает в наряде: начало и конец ремонта, продолжительность  работ по каждой смене, фактические  данные о работах, которые не нормируются  и оплачиваются повременно.    

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 3. ОБЩАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ  ООО «ЧЕКМАГУШЕВСКОЕ УДНГ» И ЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Характеристика  деятельности предприятия.

В настоящее  время предприятия в РФ организуются и действуют в различных организационно-правовых формах. Данное предприятие именуется как Общество с ограниченной ответственностью ООО  «Чекмагушевское управление по добыче нефти и газа» с 2005 г. Общество с ограниченной ответственностью «Чекмагушевское управление по добыче нефти и газа», создано путем учреждения вновь в соответствии с Федеральным законом «Об обществах с ограниченной ответственностью».

Основными видами деятельности ООО «ЧУДНГ» являются:

1. Добыча нефти, газа и их подготовка.

2. Эксплуатация взрывоопасных и пожароопасных производственных объектов.

3. Эксплуатация нефтегазодобывающих производств.

4. Хранение нефти, газа и продуктов их переработки.

5. Реализация нефти, газа и продуктов их переработки.

6. Производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений.

7. Деятельность по эксплуатации электрических, тепловых и газовых сетей.

8. Проектирование и строительство зданий и сооружений I и II уровней ответсвенности в соответствии с государственным стандартом.

9. Перевозка грузов и пассажиров автомобильным транспортом.

10. Деятельность по обращению с опасными отходами.

11. Обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин скважин.

12. Ремонт, содержание и строительство автодорог.

13. Услуги по поставке электрической энергии.

14. Оказание платных услуг населению.

15. Производство товаров народного потребления.

16. Торгово-посредническая деятельность.

17. Транспортные услуги, услуги специальной техники.

18. Маркетинговая деятельность.

19. Устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения.

20. Производство и реализация тепловой энергии (пара) и технической воды.

21. Проектирование, строительство, реконструкция и расширение нефтяных месторождений, капитальный ремонт объектов нефтедобычи.

22. Строительство и капитальный ремонт жилья и объектов соцкультбыта.

23. Производство ремонта и наладочных работ приборов безопасности передвижных паровых установок, грузоподъемных механизмов для подъема людей на высоту.

24. Эксплуатация горных производств и объектов по добыче полезных ископаемых открытым способом.

25. Производство маркшейдерских работ при разработке месторождений полезных ископаемых.

26. Содержание и эксплуатация нефтебаз и автозаправочных станций, в том числе передвижных.

27. Изготовление, установка, обслуживание технических средств организации дорожного движения.

28. Сбор и утилизация попутного газа

29. Производство и реализация кирпича, железобетонных конструкций, столярных изделий и других строительных материалов.

30. Осуществление контроля за экологическими параметрами транспортных средств.

31. Производство и реализация металлопластовых труб.

32. Оказание услуг по ведению бухгалтерского учета.

33. Эксплуатация подводных переходов нефтегазопродуктопроводов.

34. Забор воды на собственные нужды и передача субабонентам.

35. Геодезическая и картографическая деятельность.

36. Другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

 

3.2. Анализ основных технико-экономических показателей деятельности предприятия.

Работа каждого  предприятия характеризуется уровнем технико-экономических показателей и их динамикой. Эти показатели, которые рассчитываются и утверждаются самим предприятием, должны характеризовать в обобщенном виде все стороны производственной деятельности предприятия.

         Основным видом деятельности является добыча нефти.

В составе ООО  «ЧУДНГ» имеются пять цехов по добыче нефти и газа. ЦДНГ №1 расположен на территории Илишевского месторождения, Манчаровского месторождения (Исанбаевская, Яркеевская, Крещено – Булякская, Абдуллинская, Манчаровская, Игметовская площади). ЦДНГ №2 расположен на территории Юсуповской площади (Юлдузовский, Грем. Ключевский участки). ЦДНГ №3 расположен на территории Чекмагушевского, Саитовского, Таймурзинского, Тузлукушевского, Ахтинского, Карача–Елгинского, Нурского, Кушнаренковского, Шелкановского, Чермасанского месторождений. ЦДНГ №4 расположен на территории Андреевского месторождения, Юсуповской площади (Иванаевский участок). ЦДНГ №5 расположен на территории Манчаровского месторождения (Абдуллинская площадь), а также на территории Тамьяновского, Имянлекулевского, Кувашского месторождений.

Нефть, добытая  на полученных в пользование лицензионных участках ОАО «АНК «Башнефти», передается по внутрихозяйственному обороту в  ОАО «АНК «Башнефть» по фактической  себестоимости согласно Учетной политике.

Нефтяные месторождения, разрабатываемые ООО «Чекмагушевское  управление по добыче нефти и газа»  вступили в последнюю стадию разработки. За последние три года наблюдается  тенденция к снижению добычи нефти. Так в 2004 г. объем добычи по сравнению с 2002 г. уменьшился на 235 тыс. т, а среднесуточный дебит скважин снизился на 0,3 т/сут. Следствием снижения добычи нефти является и уменьшение объема реализации.

Результаты анализа  показывают, что, несмотря на организационно-технические  мероприятия, направленные на улучшение показателей производственно-хозяйственной деятельности, в «Чекмагушевском управлении по добыче нефти и газа» в последние годы наблюдается тенденция к их ухудшению, что связано с истощением месторождений и снижением уровня добычи нефти.

 

3.3. Характеристика  месторождения

Таймурзинское месторождение расположено в  северо-западной части республики Башкортостан, на территории Дюртюлинского района. В 15 км к юго-востоку от г. Дюртюли, в 120 км от г.Уфы. Район месторождения  связан со столицей Башкортостана  частично границей, а в основном, асфальтированными и шоссейными дорогами.

Ближайшая железнодорожная  станция Буздяк расположена к  югу от месторождения на расстоянии 120 км. Со станциями и районными  центрами сообщений осуществляется по асфальтированным и шоссейным дорогам.

Севернее площади  месторождения протекает судоходная р. Белая, соединяющая г.Уфу с основными водными путями – реками Камой и волгой.

Сбор и транспорт  нефти осуществляется посредством  нефтепроводов, подсоединенных к магистральному нефтепроводу Арлан-Чекмагуш-Уфа.

В геоморфологическом отношении район представляет собой  равнину, изрезанную речной сетью и  оврагами. Деятельность рек, ручьев обусловливает  развитие овражной сети.

Рельеф площади  представлен отлаженными формами с отдельными холмами и широкими долинами различных размеров с пологими склонами.

Территория  месторождения расположена в  пределах Волго-Камского артезианского  бассейна, где в мошной зоне осадочного чехла водопроницаемые породы многократно  чередуются с водоупорными.

Район месторождения  расположен в лесостепной полосе. Климат умеренно-континентальный. Максимальная температура воздуха +36ºС приходится на июль, минимальная -45ºС  - на январь и февраль. Доминирующие ветры южные  и юго-западные, годовое количество осадков достигает 492 мм.

В экономическом  отношении район является сельскохозяйственным. Вместе с тем, значительная часть  населения занята в нефтедобыче.

Таймурзинское нефтяное месторождение открыто  в 1956 г. Введено в разработку в 1964 г.

Наиболее контрастно отдельные структурные формы проявляются на структурной карте по кровле турнейского яруса, характеризующей тектоническое строение турнейских отложений. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине, разделяющей Башкирский и Южно-Татарский своды, и находится в пределах Андреевского валообразного поднятия, приуроченного к верхнетурнейскому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминского поднятия Камско-Кинельской системы прогибов.

Тектоническое строение месторождения изучалось по материалам структурно-поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, а также сейсморазведки.

При рассмотрении современного тектонического строения осадочной толщи Таймурзинского месторождения по основным маркирующим  горизонтам палеозоя следует отметить общее соответствие структурных планов. Различия наблюдаются в смещении сводов и периклиналей поднятий, конфигурации, размерам и амплитуде.

В свою очередь  антиклиналь является структурой облекания  верхнефранско-турнейского одиночного рифа. Структура расположена на борту Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы прогибов. Антиклиналь имеет северо-западное простирание, с размерами 11*4 км и амплитудой, по замкнутой изогипсе -1200, -81,6 м. Структура ассиметричная, углы падения крыльев составляют на юго-западе - 5º40' и на северо-восточном - 4º05'. Вверх по разрезу структура выполаживается.

Промышленная  нефтеносность приурочена к песчано-алевролитовым  пластом С-VI-1, С-VI-2а, С-VI-2б, С-VI-3 ТТНК (бобриковского и радаевского горизонтов), а также к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Незначительные по величине запасов залежи имеются также в известняках верейского яруса (средний карбон) и в песчаниках кыновского горизонта (верхний девон).

Основные запасы приурочены к пластам ТТНК (более 70 %). Эта толща представлена переслаиванием пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых пород с суммарной мощностью от 8 до 70 м (в среднем около 15).

Песчаные пласты объединены в две пачки – верхнюю (пласты С-VI-1) и нижнюю (остальные пласты). Песчаники верхней пачки развиты, в основном, на крыльях структуры, присутствуют примерно на половине площади. Залежь структурно-литологическая с отметкой ВНК-1184 м.

Суммарная мощность нефтенасыщенных песчаников изменяется от 0,8 до 30,2 м. Залежи нефти сводовые,  пластовые, размеры 10*14 км, этаж нефтеносности 66 м. ВНЗ узкие, шириной 100-250 м. Начальные дебиты 0,5 – 18 т/сутки.