Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

2.10                               Визначення фактичної продуктивності установки

Фактичну продуктивність установки визначаємо за формулою :

Qф = 1.44 ∙ Fпл ∙ Sпл ∙ n ∙ ρ ∙ η , м3/добу (2.23)

Qф = 1,44 ∙ 0,000615 ∙ 1,8 ∙ 4,5 ∙ 1036,3 ∙ 0,75 = 5,5 м3/добу

де Sпл – довжина ходу плунжера насоса, м ;

η – коефіцієнт подачі установки, який приймається 0,75;

інші позначення та їх розмірності такі ж як в попередніх формулах.

Фактичну довжину ходу плунжера визначаємо за формулою Л.С.Лейбензона – А. С. Вірновського :

Sпл = S / cosφ – λcm , м (2.24)

Sпл = 1,8 / cos8.88º - 0.0044 = 1.82 м

де λ – втрати ходу плунжера від видовження НКТ і насосних штанг.

При ступеневій колоні насосних штанг втрати ходу плунжера від видовження НКТ і штанг визначаємо за формулою :

Λст = Рр / Е ∙((L / fm) +( l1 / f1) + ( l2 / f2 ) + (l3 / f3)), м (2.25)

Λст = 10499,3/2,1 ∙ 1011 ∙ ((1680/0,0869) + (840 / 0,0201) + (470,4 / 0,0283) + (369,6 / 0,038)) = 0,0044 м

де l1, l2, l3 – довжина відповідної 1-ої, 2-ої, 3-ої ступені колони насосних штанг, м ;

f1 , f2 , f3 – площа поперечного перерізу насосних штанг відповідно 1-ої, 2-ої, 3-ої ступені.

2.11           Розрахунок зрівноваження верстата-качалки

Виходячи з вибраного режиму роботи, слід визначити кількість і розміщення противаг на кривошипах верстата-качалки.

Для цього визначають зрівноважуючий момент за формулою :

Мзр = S ∙ (Pmax + Pmin ) / 2 , Нм (2.26)

Мзр = 1,8 ∙ (48650,6 + 38114,9 ) / 2 = 78088,95 Нм = 78,1 кНм

З допомогою графіків (рис. 15-18 (1, ст.. 24, 25 )), виходячи з визначеного значення Мзр визнаємо кількість і положення противаг на кривошипах.

Для верстата-качалки СКД6-2,5-2800 Мзр = 78088,95 Нм. З рис. 17 (1, ст. 25) знаходимо по 3 противаги на кривошип масою 485 кг. Встановлюємо на відстань R = 93 см.

2.12                               Вибір електродвигуна

Потрібну потужність електродвигуна для приводу верстата-качалки слід визначити за формулою Д. В. Єфремова :

Ng = 4.1 ∙ 10-5 ∙ π ∙ Dnn2 ∙ S ∙ n ∙ ρ ∙ hд ∙ k ∙ (( 1 – ηр ∙ ηвг / ηн ∙ ηвг ) + η ) , кВт (2.27)

Ng = 4,1 ∙ 10-5 ∙ 3,14 ∙ 0,0282 ∙ 1,8 ∙ 4,5 ∙ 1036,3 ∙ 1416,3 ∙ 3,4 ∙ (( 1 – 0,85 ∙ 0,8 ) / 0,85 ∙ 0,8) + 0,75 )) = 5 кВт

де D – діаметр плунжера насоса , м ;

S – довжина ходу сальникового штока , м ;

n – кількість коливань за хвилину ;

ρ – густина рідини, кг/м3 ;

hд – віддаль від гирла свердловини до динамічного рівня, м ;

k – коефіцієнт, який враховує зрівноваженість верстата-качалки ( для зрівноваженої системи приймається k = 1,2 , для незрівноваженої k = 3,4 ) ;

ηн – 0,85 – 0,95 К.К.Д. свердловинного насоса ;

ηв.г. – 0,8 – 0,85 К.К.Д. верстата-качалки ;

η – коефіцієнт передачі насосної установки ( приймається = 0,75 ).

Віддаль від гирла до динамічного рівня рідини визначаємо за формулою :

hд = Н – Нд ; м (2.28)

hд = 2420 – 1003,7 = 1416,3 , м

де Н – глибина свердловини, м ;

Нд – динамічний рівень рідини в свердловині, м.

Підбір електродвигуна за визначеною потужністю проводиться з табл.. 10 (1, ст. 14). Вибираємо електродвигун марки 4АР180М8У2 з максимальною потужністю 15 кВт.

2.13                               Вибір іншого обладнання

Для з’єднання сальникового штока з головкою балансира верстата-качалки слід вибирати канатну підвіску, яка входить в комплект верстата. Технічна характеристика канатних підвісок приведена в табл. 12 [ 23, ст. 16 ]. Обираємо канатну підвіску марки ПСШ6 з діаметром канату 2,5 см. та довжиною каната 6,6 м.

Розмір сальникового штока вибираємо в залежності від довжини його ходу.

Максимальна довжина ходу, мм 1800

Довжина сальникового штока, мм 5600

Діаметр сальникового штока, мм 36

З допустимим навантаженням, кН 100

Для герметизації гирла свердловини та підвішування колони насосно-компресорних труб вибираємо гирлове обладнання типу ОУ140-146/168-65А.

В гирловому обладнанні ОУ використовуються сальники СУС2 з подвійним ущільненням і коркові крани КПП65-140 з ущільнюючим мастилом від фонтанної арматури на тиск 14 мПа.

2.13.1 Розрахунок викидної лінії

Приймаємо викидну лінію, яка залишилась після фонтанування свердловини, оскільки вона знаходиться в доброму технічному стані і забезпечить заданий відбір рідини.

2.13.2 Підбір газового якоря

Визначаємо площу сепараторного перерізу газового якоря за формулою:

Fя = 65 ∙ 10-4 ∙ ((Fпл ∙ Sn ) / (a ∙ δ)) ∙ , м2 (2.29)

Fя = 65 ∙ 10-4 ∙ ((0,00066 ∙ 1,8 ∙ 4,5) / (0,6 ∙ 0,02 ))∙ = 8 ∙ 10-5

де : v – кінематична в′язкість рідини,м2/с;

а – коефіцієнт використання об′єму якоря;

б – діаметр відділюваних бульбашок газу, м.

Задаючись діаметром всмоктуючої труби d3 = 48,3 мм визначаємо діаметр корпусу газового якоря за формулою :

Дя = , м (2.30)

Дя =  = 0,0493 м

де: Fя – площа сепараційного перерізу газового якоря, м.

Для корпусу якоря приймаємо труби по ГОСТ 633-80, умовного діаметру 60мм.

Уточнюємо площу сепараційного перерізу якоря :

F’я = 0,785 ∙(Д’2я - ), м2 (2.31)

F’я = 0,785 ∙ (0,04932 –0,04832) = 7,665 ∙ 10-5 , м2

де Д’я – прийнятий за ГОСТ 633-80 діаметр труб для багатокорпусного якоря, м.

Кількість корпусів якоря визначаємо за формулою :

пк = Fя / F’я (2.32)

пк = (8 ∙ 10-5 ) / ( 7,665 ∙ 10-5) = 1,043

де: Fя – площа сепараційного перерізу якоря, м.

Отже, для якоря буде достатній один корпус.

Приймаємо однокорпусний газовий якір ЯГ-1.

Довжину корпусу однокорпусного якоря визначаємо за формулою :

lя = (20 ∙ Д’я ) / пк , м (2.33)

lя = (20 ∙ 0,0603) / 1 = 1,2, м

Приймаємо lя = 1,5 м.

2.14                               Автоматизація роботи свердловини

Автоматизація свердловини, обладнаної ШСНУ може бути місцевою (локальною) і дистанційною. При місцевій автоматизації насосні свердловини обладнуються станцією управління типу БУС-3М, електроканатним манометром типу ВЕ-16 РБ для контролю затрубного тиску. Станція управління складається з таких основних частин :

·     силової частини, призначеної для управління електродвигунами верстата-качалки;

·     блоку управління і захисту, який забезпечує формування сигналів управління, контроль стану обладнання верстата-качалки і формування сигналу аварійного відключення;

·     первинного перетворювача тиску, призначеного для формування аварійного сигналу при підвищенні або зниженні тиску в викидному трубопроводі.

Така система забезпечує :

·     автоматичне управління електродвигуном верстата-качалки в аварійних випадках ( при обриві штанг і поломках редуктора, при струмових пере навантаженнях, коротких замиканнях і обривах фаз, неполадках насоса );

·     відключення електродвигуна по імпульсу від електроконтактного манометра при аварійних ситуаціях на груповій замірній установці;

·     індивідуальний само запуск верстата-качалки після перерви в постачанні електроенергією;

·     програмний запуск і зупинка електродвигуна при періодичній експлуатації свердловини.

Аварійний стан встановлюється з допомогою аналізатора який споживає потужність електродвигуна. При допомозі аналізатора потужності можна одержати інформацію для діагностики свердловинного обладнання ( поломка каналів, обрив штанг ). Передбачено і ручне управління роботою верстата-качалки. Є також система контролю рівня рідини в свердловині типу СКУ-1М «ЕХО» з глибиною замирювання до 3000 м при тиску газу в затрубному просторі до 15 мПа.

У випадку місцевої ( локальної ) автоматизації при передачі інформації на невеликі відстані, застосовуються пневматичні і електричні перетворювачі інформації на великі відстані між контролюючим пунктом (КП) і пунктом управління ( ПУ ) застосовуються засоби телемеханіки, які передбачають інформацію у вигляді дискретних ( цифрових ) сигналів, представлених кодовими комбінаціями , тобто використовуються аналогоцифрові і цифроаналогові перетворювачі. При місцевій і дистанційній автоматизації датчики технологічних параметрів вимірюють значення цих параметрів і дозволяють одержати на виході стандартний ( аналоговий ) сигнал, пропорційний цьому значенню.

Для телемеханізації технологічних об’єктів в нафтовій промисловості застосовують систему телемеханіки ТМ-620. Вона включає в себе пункт управління і контролюючі пункти. Ця система забезпечує телеуправління двопозиційними виконуючими пристроями ТУ, телевимірювання інтегральних ( дебіт ) ТНН і поточних ( тиск ) ТНТ значень параметрів, телединамометрування ( телеконтроль ) ТД, телесигналізацію аварійного стану об’єктів ТСА, телесигналізацію стану двопозиційного об’єкту ТСС, а також двосторонній телефонний зв’язок.

2.15                               Обслуговування установки

При експлуатації свердловини штанговими насосами проводиться спостереження за роботою верстатів-качалок, станом гирлового обладнання, а також замірних і збірних установок і за подачею рідини.

Змазування частин, які труться є основною умовою довготривалої, безперебійної роботи насосної установки. Тому оператори видобутку нафти повинні постійно слідкувати, щоб всі частини верстата-качалки були добре змащені. Підшипники нижніх головок шатунів, опори балансира, а також ходові гвинти на складках електродвигуна, гальмах і кривошипах змащується консистентним мастило (солідолом). Рекомендується добавляти мастило в цих вузлів не рідше одного разу в місяць і робити заміну мастила один раз в 6 місяців.

Редуктор верстата-качалки заливають автотрансформаторним мастилом і зубчаті колеса і підшипники валів працюють у масляній ванні. Масло заливають через люк в кришці редуктора. Заміна масла в редукторі повинна відбуватися один раз в шість місяців. Добавка мастила в редуктор між його змінами відбувається по мірі необхідності. Наявність масла в редукторі перевіряють через контрольні клапани. Рівень масла в редукторі повинен бути між нижнім і верхнім контрольними клапанами.

Оглядати і перевіряти наземне обладнання глибиннонасосних свердловин слід систематично дотримуватись графіку перевірки, встановленого для даного району, промислу, дільниці.

Виявлені дефекти в роботі насосних установок повинні ліквідовуватися негайно. При обході і огляді глибиннонасосних свердловин необхідно перевіряти наступне :

·     стан клинопасової передачі;

·     стан валових підшипників верстатів-качалок і при виявленні несправних болтів ( погнутих або з зірваною різьбою ) необхідно замінити їх після кріплення та перевірити нагрівання підшипників;

·     кріплення головки шатуна і пальця кривошипа, не допускається найменше ослаблення або коливання пальця, а також кочення пальця або гнізда конуса;

·     роботу сальникового штока і трійника-сальника; один раз в добу треба підтягувати сальник; границею підтягування служить легке нагрівання штока; пропускання рідини через сальник не допускається, тому

необхідно завчасно міняти набивку, шток при роботі повинен зберігати вертикальне положення, не гнутися;

·     чистити від бруду і нафти площу навколо верстата і свердловини; оглядати всі нафтові і газові лінії, всі пропуски нафти через тріщини.

Крім того періодично ( один раз в два-три місяці ) слід проводити повну перевірку глибиннонасосних установок ( кріплення верстатів-качалок, паралельність валів, кріплення всіх балкових з’єднань).

Для проведення всіх цих робіт оператори з видобутку нафти повинні мати необхідний ручний інструмент : гайкові ключі, молотки, зубила, оправки, ножівки і т. п. Надійність і працездатність верстатів-качалок досягається за рахунок своєчасного проведення планово-попереджувальних ремонтів.

3         Охорона праці

3.1 Техніка безпеки

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

-                   верхній торець гирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирливої не більше ніж на 1 м;

-                   при набивці ущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

-                                         забороняється повертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладання труби або лома в спині;

-                                         при встановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

-                                         забороняється надівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;

-                                         під час огляду або зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;

-                                         канатну і ланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

-                                         до початку ремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристрої встановлений плакат : « Не включати – працюють люди ! », на свердловинах з автоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бути закріплений щит з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

-                                         при обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавицях;

-                                         глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв’язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм2 ), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

3.2 Промсанітарія

На здоров’я людини впливають метрологічні умови виробничого середовища, які складаються з температури навколишнього повітря, його вологості, швидкості руху і випромінювання від нагрітих предметів.

Негативні метрологічні умови приводять до погіршення умов праці, знижують виробництво, збільшують захворюваність. Тому оператори по обслуговуванню глибиннонасосних свердловин повинні мати засоби індивідуального захисту : спецодяг, спецвзуття, засоби захисту органів зору та дихання.

Спецодяг видається для захисту від професійних пошкоджень при роботах з негативними температурними умовами праці. Він повинен відповідати наступним вимогам :

§     надавати відповідний захист від шкідливостей, для яких він призначений;

§     забезпечувати гігієну і нормальний повітряний теплообмін між зовнішнім середовищем і тілом людини;

§     бути зручним для надівання, носіння і роботи в ньому.

Персонал, який обслуговує рухомі механізми, повинен носити спецодяг в застебненому вигляді, а жінки повинні збирати волосся під берет чи косинку. Забороняється носити хустини з висячими кінцями.

Для захисту органів зору є окуляри, які призначені для захисту очей від твердих механічних частин. На промислах, де є нафтогазові прояви і можливе отруєння, передбачені протигази і распіратори.

Для профілактики професійних захворювань велике значення має обов’язковий попередній і періодичний огляд робітників. Існує список виробництв і професій, робітники яких, повинні пройти медичний огляд при працевлаштуванні і періодично проходити медичне обстеження.

На всіх підприємствах нафтової і газової промисловості є медпункти, які мають всі необхідні медикаменти і перев’язочні засоби для надання першої медичної допомоги при нещасних випадках.

Тому аптечку повинен мати оператор по обслуговуванню верстатів-качалок.

3.3 Протипожежний захист

Нафта і вуглеводневий газ – вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об’єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку – зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

Боротьба з пожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в тому випадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналом підприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щоб при проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічного процесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи для захисту від вогню.

З метою залучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенні пожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами на підприємствах створюються пожежно-технічні комісії.

4                         Охорона довкілля

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на :

§     безпечне для його життя і здоров’я навколишнє природне середовище;

§     отримання екологічної освіти;

§     участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

§     штрафів за забруднення довкілля;

§     штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

§     добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об’єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.

5                         Організаційно-економічний розділ

Вихідні дані для проектування

Вартість свердловини, грн. 1659274

Дебіт свердловини , q т/добу 5,4

Календарний період IV – XII 2005 р.

Коефіцієнт експлуатації свердловини, kекс 0,964

Коефіцієнт зміни дебіту, kзм 0,952

Газовий фактор, G м3/ тон 848

Питома густина газу, ρг, т/м3 8,5∙10-4

Потужність електродвигуна, кВт / год 15

Тариф за 1 кВт / год. електроенергії, грн. 0,32

Тарифні ставки, грн.

III 5,743

IV 6,267

V 6,832

Преміальні доплати:

а) вахтові, % 30

б) невахтові, % 25

Група свердловин, які обслуговує бригада, nсв 14

Норма амортизації, % 15

Витрати по збору і транспортуванню :

нафта, грн. 6,55

газ, грн. 4,55

Витрати по технологічній підготовці нафти, грн. 8,4

Витрати на підготовку і освоєння виробництва :

нафта, грн. 10,5

газ, грн. 4,5

Витрати на утримання і експлуатацію обладнання :

нафта, грн. 25,5

газ, грн. 17,5

Цехові витрати :

нафта, грн. 17,8

газ, грн. 17,4

Загальні витрати :

нафта, грн. 23,6

газ, грн. 18,9

Інші витрати, грн. 27,4

5.1 Визначення собівартості видобутку однієї тони нафти і тисячі м3 газу на свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для ШСН

5.1.1 Визначення об’єму видобутку продукції

а) нафти

Qн = Σ Qм (5.1)

де: Σ Qм - сума видобутку нафти по місяцях, тон.

Qн = 148,6 + 146,2 + 134,7 + 132,5 + 126,2 + 116,2 + 114,3 + 105,3 + 103,6 = 1127,6

Qм = q ∙ kекс ∙ knзм ∙ t кал (5.2)

де : q- дебіт свердловини

kекс – коефіцієнт експлуатації

kзм - коефіцієнт зміни дебіту

t кал – тривалість календарного місяця

п – порядковий номер місяця

Q4 = 5.4 ∙ 0.964 ∙ 0.9521 ∙ 30 = 148.6 т

Q5 = 5.4 ∙ 0.964 ∙ 0.9522 ∙ 31 = 146.2 т

Q6 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9523 ∙ 30 = 134,7 т

Q7 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9524 ∙ 31 = 132,5 т

Q8 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9525 ∙ 31 = 126,2 т

Q9 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9526 ∙ 30 = 116,2 т

Q10 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9527 ∙ 31 = 114,3 т

Q11 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9528 ∙ 30 = 105,3 т

Q12 = 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,9529 ∙ 31 = 103,6 т

а) газу

Qг = Qн ∙ G (5.3)

де: G- газовий фактор

Qг = 1127,6 ∙ 848 ∙ 10-3 = 955,6 тис.м3

Об’єм видобутку газу в тонах складає:

Qг(т) = Qн ∙ G ∙ ρг (5.4)

де: ρг – питома густина газу, кг/м3

Qг(т) = 1127,6 ∙ 848 ∙ 8,5 ∙ 10-4 =812,77 т

в) продукції:

Qпр = Qн +Qг(т) (5.5)

Qпр = 1127,6 + 812,77 = 1940,37 т

5.1.2 Визначення енергетичних витрат

Ці витрати визначаємо за формулою:

Вен = N ∙ kекс ∙ Ткол ∙ Ц (5.6)

де: N – потужність електродвигуна, кВт / год.

kекс – коефіцієнт експлуатації свердловини

Ткол – кількість коливань верстата-качалки

Ц - тариф за 1 кВт/ год. електроенергії, грн.

5.1.3 Визначення витрат по заробітній платі виробничих робітників

Витрати по заробітній платі виробничих робітників, які обслуговують групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища визначаємо за формулою :

Ф3/п = з/пзаг.а + з/пзаг.б (5.7)

де : з/пзаг.а = з/посн + з/пдод

з/посн - основна заробітна плата, грн.

з/пдод – заробітна плата додаткова, грн.

Основна заробітна плата визначається для:

а) робітників, які працюють за безперервним режимом роботи (вахтові) за формулою :

з/посн = з/птар + Пр + з/псв.дн + з/пн.ч. (5.8)

де : з/птар – заробітна плата по тарифу, грн.

Пр – преміальні доплати, грн.

з/псв.дн - доплата за роботу в святкові дні, грн.

з/пн.ч – доплата за роботу в нічний час, грн.

б) робітників, які працюють за перервним режимом роботи (не вахтові), основна заробітна плата визначається за формулою :

з/посн = з/птар + Пр (5.9)

Заробітна плата по тарифу визначається :

з/птар = тст.ч сер ∙ феф ∙ проб (5.10)

де: тст.ч сер – тарифна ставка середнього розряду, грн.

феф – ефективний фонд робочого часу, год.

проб – чисельність робітників, чол.

Для визначення тарифної ставки середнього розряду необхідно визначити середній розряд робітників.

Групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища обслуговує бригада наступного складу і кваліфікації :

а) вахтові : 3/III, 4/IV, 3/V

б) не вахтові : 3/III, 2/IV, 1/IV

Середній розряд робітників визначаємо за формулою :

rсер = (r1 ∙ n1 + r2 ∙ n2 + …+ r6 ∙ n6 ) / Σn (5.11)

де : r – розряд робітників відповідно від I до VI

а) rсер = ( 3 ∙ 3 + 4 ∙ 4 + 3 ∙ 5 ) / 10 = 4

б) rсер = ( 3 ∙ 3 + 2 ∙ 4 + 1 ∙ 5 ) / 6 = 3,66

Тарифна ставка середнього розряду визначається за формулою :

Tcт.r.сер = Тст.rn + ( Тст.rn+1 – Тст.rn ) ∙ ( rсер – rn ) (5.12)

де : rсер – середній розряд

rn – повний розряд у визначеному середньому

rn+1 – наступний повний розряд за середнім

а) вахтові :

Tcт.r.сер = ТстIV

Tcт.r.сер = 6,267 грн./год..

б) не вахтові

Tcт.r.сер = ТстIII + ( ТстIV – ТстIII ) ∙ 0,34

Tcт.r.сер = 5,743 + ( 6,267 – 5,743 ) ∙ 0,34 = 5,921 грн./год.

Для визначення ефективного фонду робочого часу необхідно скласти баланс робочого часу одного робітника за відповідний календарний період.

Таблиця 1 Баланс робочого часу одного робітника з квітня по грудень 2005 року

Заробітна плата по тарифу складає :

а) вахтові

з/птар = 6,267 ∙ 1480 ∙ 10 = 92751,6 грн.

б) не вахтові

з/птар = 5,921 ∙ 1312 ∙ 6 = 46610,112 грн.

Визначення преміальних доплат :

Пр. = ( з/птар ∙ % пр ) / 100 (5.13)

де : % - відсоток преміальних доплат

Преміальні доплати складають :

а) вахтові :

Пр. = (92751,6 ∙30 ) / 100 = 27825,48 грн.

б) не вахтові

Пр. = ( 46610,112 ∙ 25 ) / 100 = 11652,528 грн.

Визначення доплат за роботу у святкові дні :

з/псв.дн. = (з/птар ∙ псв.дн ) / феф (5.14)

де : псв.дн - кількість святкових днів згідно балансу робочого часу

феф – ефективний фонд робочого часу ( дні )

а) вахтові

з/псв.дн. = ( 92751,6 ∙ 7 ) / 185 = 3509,52 грн.

Визначення доплат за роботу в нічний час :

з/пн.ч = з/птар (5.15)

де :  - загальна кількість годин роботи в нічний час в ефективному фонді робочого часу

 - 75% надбавка за роботу в нічний час

а) вахтові :

з/пн.ч = 92751,6 = 23187,9 грн.

Основна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/посн. = 92751,6 + 27825,48 + 3509,52 + 23187,9 = 147274,5 грн.

б) не вахтові

з/посн = 46610,112 + 11652,528 = 58262,64 грн.

Визначення додаткової заробітної плати :

з/пдод = ( з/посн ∙ пнев ) / феф (дні) (5.16)

де : пнев – невикористаний час, крім днів хвороби згідно балансу робочого часу

а) вахтові :

з/пдод = ( 147274,5 ∙ 20 ) / 185 = 15921,57 грн.

б) не вахтові :

з/пдод = ( 58262,64 ∙ 22 ) / 164 = 7815,72 грн.

Загальна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/пзаг = 147274,5 + 15921,57 = 163196,07 грн.

б) не вахтові

з/пзаг = 58262,64 + 7815,72 = 66078,36 грн.

Фонд заробітної плати складає :

Ф з/п = 163196,07 + 66078,36 = 229274,43 грн.

Витрати по заробітній платі виробничих робітників на одну свердловину складають :

В з/п = фз/п / псв (5.17)

де : псв – група свердловин, які обслуговує бригада, св

В з/п = 229274,43 / 14 = 16376,745 грн.

5.1.4 Визначення суми нарахувань на заробітну плату

Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюють наступні нарахування на заробітну плату :

§  на обов’язкове соціальне страхування : 2,9% ;

§  у фонд на випадок безробіття : 2,1% ;

§  у пенсійний фонд : 32% ;

§  у фонд соціального страхування нещасних випадків на виробництві : 1,87% ;

Сума нарахувань на заробітну плату визначається за формулою :

Внар = ( В з/п ∙ Ннар ) / 100 ( 5.18 )

де : Ннар – загальний відсоток нарахувань на заробітну плату по всіх видах нарахувань.

Ннар = 38,87%

Сума нарахувань на заробітну плату складає :

Внар = ( 16376,745 ∙ 38,87 ) / 100 = 6365,64 грн.

5.1.5 Визначення суми амортизаційних відрахувань

Сума амортизаційних відрахувань визначається за формулою :

ΣАр = (( Вп.п. ∙На ) / 100 ) ∙ ( пміс / 12 ) ( 5.19 )

де : Вп.п. – першопочаткова вартість свердловини, грн..

На – норма амортизації, %

пмі – кількість місяців роботи у розрахунковому періоді

ΣАр = ( ( 1659274 ∙ 15) / 100 )) / ( 9/12 ) = 186668,325 грн.

5.1.6 Визначення вартості основних фондів

Визначення вартості основних фондів проводиться за формулою :

ΣК1 = Всв + Ввк + Внкт + Вш + Вл, грн. ( 5.20 )

Вартість основних фондів по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища приведені в таблиці 5.2

Таблиця 2 Вартість основних фондів

ΣК = 1659274 + 30543 + 34843,2 + 23234,4 + 900 = 1748494,6 грн.

5.1.7 Визначення витрат, що пов’язані із видобутком

1. Витрати по збору і транспортуванню.

Ці витрати визначаються за формулою :

Втр = Q ∙ Цтр , грн. ( 5.21 )

де : Q – об’єм видобутку нафти, газу : т або 1000 м3

Цтр – вартість транспортування в розрахунку на 1т нафти або 1000 м3 газу.

а) нафти :

Втр = 1127,6 ∙ 6,55 = 7385,78 грн.

б) газу :

Втр = 955,6 ∙ 4,55 = 4347,98 грн.

2. Витрати по технологічній підготовці нафти.

Ці витрати визначаються за формулою :

Вт.п. = Q ∙ Цт.п., грн. ( 5.22 )

де : Цт.п – вартість технологічної підготовки нафти в розрахунку на 1 тону нафти

Вт.п. = 1127,6 ∙ 8,4 = 9471,84 грн.

3. Витрати на підготовку і освоєння виробництва.

Ці витрати визначаються за формулою :

Впід. = Q ∙ Цпід , грн. ( 5.23 )

де : Цпід – вартість підготовки і освоєння виробництва в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м3 газу, грн..

а) нафти :

Впід = 1127,6 ∙ 10,5 = 11839,8 грн.

б) газу :

Впід = 955,6 ∙ 4,5 = 4300,2 грн.

4. Витрати на утримання і експлуатацію обладнання.

Ці витрати визначаються за формулою :

Вексп = Q ∙ Цексп , грн. ( 5.24 )

де : Цексп – витрати на утримання і експлуатацію обладнання в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м3 газу

а) нафти :

Вексп = 1127,6 ∙ 25,5 = 28753,8 грн.

б) газу :

Вексп = 955,6 ∙ 17,4 = 16627,44 грн.

5. Цехові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

Вцех = Q ∙ Ццех, грн. ( 5.25 )

де : Ццех – цехові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м3 газу, грн.

а) нафти :

Вцех = 1127,6 ∙ 17,8 = 20071,28 грн.

б) газу :

Вцех = 955,6 ∙ 17,4 = 16627,44 грн.

6. Загально-промислові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

Вз.п. = Q ∙ Цз.п., грн. ( 5.26 )

де : Цз.п – загально-промислові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м3 газу, грн.

а) нафти :

Вз.п = 1127,6 ∙ 23,6 = 26611,36 грн.

б) газу :

Вз.п = 955,6 ∙ 18,9 = 18060,84 грн.

7. Інші витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

Він. = Q ∙ Цін, грн. ( 5.27 )

де : Цін – інші витрати в розрахунку на 1 тону продукції.

Він = 1940,37 ∙ 27,4 = 53166,14 грн.

5.1.8 Визначення основних техніко-економічних показників по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для експлуатації ШСН

1. Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти і 1000 м3 газу.

Таблиця 3. Планова калькуляція собівартості видобутку

Разом всі витрати визначаємо по формулі :

ΣВ1 = ΣВзаг1 + ΣВн1 + ΣВг1 ( 5.28 )

ΣВ1 = 277822,12 + 104133,86 + 59963,9 = 441919,88 грн.

1.                 Визначення собівартості видобутку 1 тони продукції :

с/в = ΣВ1 / Qпр ( 5.29 )

с/в = 441919,88 / 1940,37 = 227,7 грн.

2.                 Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти.

Для цього розрахунку необхідно роз приділити суму загальних витрат на нафту, газ, пропорційно складу продукції.

а) визначаємо процентний склад нафти в продукції :

%н = Qн / Qпр ∙ 100 ( 5.30 )

%н = ( 1127,6 / 1940,37 ) ∙ 100 = 58,1%

б) визначаємо суму загальних витрат на нафту :

Взаг.н = ( ΣВзаг.1 ∙ %н ) / 100 ( 5.31 )

Взаг.н = ( 277822,12 ∙ 58,1 ) / 100 = 161414,65 грн.

в) визначаємо собівартість видобутку 1 тони нафти :

с/вн = ( Взаг.н + ΣВн ) / Qн ( 5.32 )

с/вн = ( 104133,86 + 161414,65 ) / 1127,6 = 235,49 грн/т

3.                 Визначення собівартості видобутку 1000 м3 газу.

а) визначаємо суму загальних витрат на газ :

Взаг.г = ΣВзаг – Взаг.н ( 5.33 )

Взаг.г = 277822,12 – 161414,65 = 116407,47, грн.

б) визначаємо собівартість видобутку 1000 м3 газу :

с/вг = ( Взаг.г + ΣВг1 ) / Qг ( 5.34 )

с/вг = ( 116407,47 + 59963,9 ) / 955,6 = 184,57 грн./1000м3

4.                 Визначення питомих капіталовкладень :

К’ = ΣК / Qпр ( 5.35 )

К’ = 1748794,6 / 1940,37 = 901,27 грн./т

5.                 Визначення продуктивності праці :

Пп. = Qпр / Проб ( 5.36 )

Пп = 1940,37 / 16 = 121,2 т/люд

Висновок

Техніко-економічні розрахунки показали доцільність експлуатації свердловини 24-Попелі Бориславського родовища штанговим свердловинним насосом, тому, що собівартість видобутку однієї тони нафти і тисячу м3 газу є середніми по родовищу.

Список літератури

1.       Амиров А.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1989.

2.       Бойко В.С. Разработка и експлуатация нефтяных месторождений. М., Недра, 1990.

3.       Довідник з нафтогазової справи ( за загальною редакцією докторів технічних наук В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука ), Львів, 1996.

4.       Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.

5.       Середа Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986.

6.       Станки-качалки. Каталог. М., ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990.

7.       Трубы нефтяного сортамента. Под редакцией А.Е.Сарояна. М., Недра, 1987.

8.       С.Ф.Покропивний. Економіка підприємства. Виробництво „ Хвиля-Прес”, 1995. том 1-2

9.       С.Ф.Мочерний. Основи економічної теорії. м. Тернопіль А.Т „Терлеко ”, 1993.

10.  П.Самульсон. Економіка. Львів „ Світ ”, 1993.

11.  О.Лищишин. Основи ринкової економіки. Львів, 1993.

12.  А.М.Шадріна. Нафтовий комплекс України. Прикарпаття „ Наукова думка ”, 1994.

13.  В.І.Егоров та інші. Економіка нафтової та газової промисловості „ Надра ”, 1984.

14.  А.Ф.Андреев и др. Сборник задач по економике - организаций и планировке производства. „ Недра ”, 1981.

Страницы: 1, 2