Организация ремонтного обслуживания на НГДУ
ЗМРЖСТ
Вступ.
1. Загальна характеристика НГВУ "Надвiрнанафтагаз" та району проведення робiт.
1.1.Економiчна та геолого-географiчна характеристика району проведення робiт.
Технiко-технологiчна характеристика виробництва
Органiзацiйна i виробнича структура НГВУ "Надвiрнанафтагаз"
2. Методичнi основи виконання проекту.
2.1.Системи ремонтiв.
2.2.Форми органiзацii ремонтiв.
2.3.Методи органiзацii ремонтiв обладнання.
2.4.Способи ремонту обладнання.
2.5.Фактори, якi впливають на формування ремонтного господарства пiдприiмства.
2.6.Методика розрахунку показникiв ряду динамiки.
2.7.Показники для оцiнки рiвня органiзацii виробництва на пiдприiмствi.
2.8.Методика розрахунку показникiв ефективностi ремонтного обслуговування.
3. Аналiз органiзацii ремонтного обслуговування на НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ.
3.1.Динамiка ОТЕП пiдприiмства.
3.2.Динамiка обсягiв ремонтного обслуговування на пiдприiмствi.
3.3.Аналiз вiдповiдностi органiзацii ремонтного обслуговування особливостям виробництва на пiдприiмствi.
3.4.Аналiз ефективностi функцiонування ремонтного господарства.
4. Заходи по удосконаленню органiзацii ремонтного обслуговування.
4.1.Удосконалення ремонту обладнання шляхом впровадження системи регулювання складу сумiшi в цилiндрах ГМК-10 на КС.
4.1.1. Методика оцiнки ефективностi запропонованого заходу.
4.1.2. Розрахунок ефективностi впровадження заходу.
4.2.Скорочення кiлькостi ремонтiв агрегатiв ГПА шляхом попередження iх поломки встановленням системи захисту i дiагностики ремонтiв.
4.2.1. Розрахунок ефективностi впровадження заходу.
Висновки.
Список використаноi лiтератури.
ВСТУП.
На протязi багатьох рокiв нафто-газова промисловiсть розвиваiться швидкими темпами i в даний час i однiiю з провiдних галузей енергетики Украiни. Забезпечення Украiни паливно-енергетичними матерiалами, в числi яких i нафта i газ - необхiдна умова для нормального функцiонування галузей народного господарства.
Для того, щоб забезпечити безперервнiсть процесу видобутку нафти та газу необхiднi: правильна експлуатацiя, своiчасна органiзацiя ремонтного обслуговування i регулярний догляд за обладнанням, забезпечення пiдприiмства i робочих мiсць матерiальними ресурсами, всiма видами енергii, транспортом. Технiчний прогрес приводить до збiльшення допомiжних робiт, до посилення iх значимостi. Пiдвищуються вимоги до нагляду за обладнанням його ремонту i налагодженя.
В умовах iнтенсифiкацii виробництва результати дiяльностi пiдприiмств нафтогазовоi промисловостi залежать не тiльки безпосередньо вiд основного виробництва, але i вiд системи його обслуговування. В цьому планi великого значення набуваi забезпечення рацiональноi експлуатацii основних виробничих фондiв пiдприiмства при мiнiмальних затратах. З цiiю метою на пiдприiмствах створюiться ремонтне господарство. Проте воно потребуi удосконалення. Напрямками такого вдосконалення можуть бути: подальша спецiалiзацiя ремонтних робiт по окремих видах, вивiльнення пiдприiмств основного виробництва вiд функцiй капiтальних i середнiх ремонтiв, виготовлення запасних частин, нестандартного обладнання.
Метою написання даного курсового проекту i вивчення роботи ремонтного господарства НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ, аналiз органiзацii ремонтного обслуговування виробничого процесу i розробка заходiв по покращенню органiзацii ремонтних робiт.
- Загальна характеристика НГВУ "Надвiрнанафтагаз" та району проведення робiт
Економiчна та геолого-географiчна характеристика
району проведення робiт.
Пiдприiмство "Надвiрнанафтагаз" виникло внаслiдок вiдкриття покладiв нафти на територii даного району.
В 1771 р. при поглибленнi соляноi шахти в Слободi Рунгурськiй на глибинi 25 м почалися виходи нафти бiля 100 кг/добу. Видобуток нафти зумовив виникнення, в даному районi Надвiрнянського УБР, яке займаiться бурiнням розвiдувальних та експлуатацiйних свердловин.
Надвiрнянського УТТ, яке забезпечуi УБР i НГВУ технологiчним транВнспортом та перевозить робiтникiв на буровi i родовища. В Надвiрнiй побудовано досить потужний НПЗ, який переробляi сировину даного нафтопромислового району.
Надвiрнянський нафтопромисловий район i вже досить старий i тоВнму рiвень освоiностi територii i високий, оскiльки ще в минулому столiттi розробку родовищ вели iноземнi фiрми.
В 1944 р. пiсля звiльнення вiд фашистських окупантiв для видобутку i переробки нафти був створений Державний Союзний нафтопВнромисел 7 Биткiв. З того часу вiдбулися деякi структурнi змiни i зараз iснуi НГВУ "Надвiрнанафтагаз". Пiдприiмство займаiться видобутком нафти i конденсату, газу попутного i природного. Зокрема, в 1997 р. було видобуто:
- нафти - 177740 т,
- конденсату - 4660 т,
- газу попутного i природного-233404 тис. м. куб.
Кожного року видобуток нафти та газу в даному районi знижуiтьВнся, що пов'язано з виснаженням пластiв, iз зменшенням об'iмiв екВнсплуатацiйного та пошуково-розвiдувального бурiння. Сьогоднi НГВУ розробляi 17 нафтових i газових родовищ на териВнторii вiд Лiмницi до Серета.
В географiчному вiдношеннi нафтопромисловий район розташований в межах пiвнiчно-схiдного схилу украiнських Карпат в долинi р.БисВнтриця Надвiрнянська. Рiка дiлить його на двi частини: пiвнiчно-захiдну i пiвнiчно-схiдну.
Пiвнiчно-захiдна частина i водороздiлом рiк Бистриця, Надвiрнянська i Солотвинська. Пiвнiчно-схiдна i пiвнiчним схилом водороздiлом рiк Бистриця Надвiрнянська i Прут. Водороздiли мають висоту в середньому до 1000 м i переходять через значний виступ в Прикарпатську рiвнину з висотою земноi поверхнi до 500 м.
В межах Надвiрнянського району в теперiшнiй час розробляiться Верхньо-Луквинське, Довбушанське, Пнiвське, Биткiвське та iншi родоВнвища. В порiвняннi з iншими карпатськими нафтовими i нафтогазоносВнними родовищами, найбiльш iнтенсивне насичення розрiзу нафтовими i газовими покладами спостерiгаiться в межах Биткiв-Бабчинського i Пасiчанського родовищ. Тут поклади нафти i газу виявленi в верхньокрейдових вiдкладах Биткiвського покриву.
Вiд глибини залягання пласта, мiцностi порiд, дебiту свердловин, якостi нафти залежить характер матерiально-технiчноi бази упВнравлiння.
1.2. Технiко-технологiчна характеристика виробництва
Виробничо-технiчна база пiдприiмства - це комплекс технологiчного, енергетичного, транспортного та iнших видiв обладнання, iнструментiв i приладдя, будiвель i споруд, необхiдних для здiйснення процесу виробництва. Пiд впливом науково-технiчного прогресу в розвитВнку матерiально-технiчноi бази управлiння вiдбуваються постiйнi змiни: вводяться новi дiючi машини i обладнання, постiйно удосконаВнлюються технологiчнi процеси виробництва.
Стан матерiально-технiчноi бази управлiння "Надвiрнанафтагаз" можна охарактеризувати з допомогою системи технiко-економiчних показникiв, включаючи оцiнку рiвня технiки, органiзацii виробництва, використання виробничих фондiв та iн. Планування цих показникiв засВнноване на розрахунку виробничих потужностей.
Виробнича потужнiсть управлiння - це максимально можливий рiчний об'iм виробництва продукцii в визначенiй номенклатурi i асортиВнментi.
В НГВУ "Надвiрнанафтагаз" асортиментний склад продукцii такий: нафта i конденсат, газ попутний i газ природний.
Проте з кожним роком нафтогазоноснi пласти виснажуються i видобуток зменшуiться. Середньодобовий видобуток в 1997 р. склав 1076 т.
Загалом в 1997 р. було вiдпрацьовано по нафтових свердловинах 39 св.-мiс., а по газових 10.3.
Одним iз важливих шляхiв покращення використання часу роботи обладнання. Особливо важливе значення маi рацiональне використання фонду свердловин, машин i обладнання для видобутку нафти i газу.
В даний час НГВУ "Надвiрнанафтагаз" розробляi 12 нафтових i 5 газоконденсатних родовищ. Дiючий фонд на 01.01.98 р. склав 311 нафВнтових i 14 газових свердловин.
Розробка всiх родовищ ведеться згiдно проектiв i технологiчних схем. Одним з найбiльших i найстарiших родовищ i Биткiв. Основним об'iктом розробки родовища i менiлiтових поклад складки "Глибина". Поклад експлуатуiться 130 свердловинами. Дебiти нафти коливаються в межах 0,03-22,3 т/ добу, газовий фактор вiд 200 до 5556 м куб./ т. Середньодобовий видобуток нафти на кiнець року склав 156 т/ добу.
На Луквинському родовищi розташовано 44 свердловини, на родоВнвищi Лопушна -4 св., якi дали в 1997 р. 32.5 тис. т. нафти i 12.03 млн. м. куб. попутнього газу. Крiм цього в даному нафтовому районi розмiщенi родовища Пнiв, Микуличин, Рудавець (5 свердлоВнвин), Довбушанське. На родовищi Бистриця розташовано 34 свердловини.
Родовище Пасiчна вiдкрито в 1970 р. i i одним з нових родовищ. В даний час в його експлуатацiйному фондi i 9 свердловин.
До газоконденсатних родовищ вiдносять: Космач, Росiльна, Монастирчани, Славицьке, Пiвденний Гвiзд.
Головну частину всього фонду свердловин складаi експлуатацiйний фонд, який включаi дiючi i бездiючi свердловини. В таблицi 1.2 даються деякi данi про дiючий фонд свердловин в НГВУ "Надвiрнанафтагаз". Згiдно таблицi 1.2. експлуатацiйний фонд нафтових свердловин складаi 312 свердловин, а газових 14 свердловин. Видобуток нафти з даних свердловин ведеться трьома способами: фонтанним, газлiфтним та штанговим глибинними насосами. Фонтанний спосiб видобутку використовуiться переважно на нових родовищах де пластовоi енергii достатньо для пiдйому нафти з свердловини. При газлiфтному способi газ, який нагнiтаiться з поверхнi, або поступ з пласта, вводиться в потiк продукцii свердловини. На родовищах експлуатацiя ведеться як компресорним, так i безкомпресорним споВнсобами.
Таблиця 1.1 - Показники видобутку нафти i газу за 1997 рiк
| ПОКАЗНИКИ
|
ЗНАЧЕННЯ
|
1. Видобуток нафти i конденсату, т
|
182400
|
2. Видобуток газу, тис. м куб.
|
233404
|
- газу попутного
|
120064
|
- газу природного
|
113340
|
3. Середньодобовий видобуток, т
|
1076
|
а)нафти i конденсату, т
|
459
|
б)газу, всього, тис. м куб.
|
617
|
- газу попутного
|
311
|
- газу природного
|
306
|
4. Свердловино-мiсяцi вiдпрацьованi
гаВнзових свердловин, св.-мiс.
|
10.3
|
- Свердловино-мiсяцi вiдпрацьовано
Нафтових свердловин
|
39
|
6. Коефiцiiнт експлуатацii
|
0.984
|
7. Коефiцiiнт використання експлуатцiiного нафтового фонду
|
0. 978
|
Таблиця 1.2- Фонд свердловин в НГВУ "Надвiрнанафтагаз" за 1997 р.
Показники
|
Фонд свердловин
|
|
|
Нафтових
|
Газових
|
1. Дiючий фонд
|
311
|
14
|
-даючих нафту
|
310
|
14
|
-в простоi
|
1
|
-
|
2.Бездiючий фонд,всього
|
1
|
-
|
3. В освоiннi пiсля бурiння
|
-
|
-
|
4.Експлуатацiйний
|
312
|
14
|
5. Нагнiтальнi
|
38
|
12
|
6.Контрольнi
|
56
|
-
|
7. Дегазацiйнi
|
13
|
-
|
Крiм того, широко застосовуються глибиннi насоси, зокрема на Довбушанському родовищi, на Биткiвському, в Пасiчнiй.
Для планування i аналiзу використання експлуатацiйного фонду в часi застосовуються два коефiцiiнта: використання свердловин i експлуатацii. При цьому час роботи i простою свердловин планують i враховують в свердловино-мiсяцях.
Виробничо-технiчна база НГВУ, крiм фонду свердловин, включаi i iнше обладнання.
Станом на 1.01.98 р. в НГВУ знаходилось в експлуатацii 163 устаВнновки приводу штангових насосiв, 282 фонтаннi арматури, компресорВнна станцiя з шiстьма газокомпресорами 10ГКН2-50/250, двi блочнi кущовi насоснi станцii та iнше обладнання.
Стан матерiально-технiчноi бази НГВУ характеризуiться не тiльки числом, степенем механiзацii та автоматизацii наявного обладнання, а й енергонасиченiстю виробництва.
Безпосередньо електроенергiя на об'iкти нафтогазовидобутку пiдводиться електролiнiями напругою 35/04 кВ через понижуючi трансформаВнторнi пiдстанцii по радiальнiй схемi. Для найбiльш вiдповiдальних об'iктiв - компресорна станцiя, ТХЦ "Пасiчна", нафтовi родовища Дора Довбушанська-здiйснюiться постачання електроенергiiю вiд двох незалежних джерел: ТП 35/6 кВ, Пасiчна-ТП 35/6 кВ, 5 КНС-2.
В таблицi 1.3 даються данi про обладнання для енергозабезпечення об'iктiв, якi знаходяться на балансi пiдприiмства.
Теплоенергетичне господарство складаiться з 7 котелень, де встановлено 18 котлiв:
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
|
Кiлькiсть
|
1. Трансформаторнi пiдстанцii
|
|
35/6-10кВ,шт.
|
7
|
35/0.4 кВ,шт.
|
1
|
6/0.4-10/0.4кВ,шт.
|
105
|
2. Лiнii електропередач напругою
|
|
35кВ, км
|
41
|
6-10кВ, км
|
96
|
0.4кВ, км
|
108
|
На енергопостачання управлiння впливаi необгрунтоване обмеження електроенергiiю, незадовiльне матерiально-технiчне забезпечення, нестача коштiв для замiни застарiлого обладнання, для купiвлi бiльш продуктивних пiдстанцiй, для оплати боргiв за використану електроенергiю.
Велика увага в НГВУ придiляiться впровадженню нових i постiйне удосконалення старих методiв i систем розробки нафтових i газових родовищ.
Для пiдвищення нафтовiддачi пластiв в управлiннi використовуВнiться гiдродинамiчний метод, а саме, форсований вiдбiр рiдини на родовищi Гвiзд, проводиться контурна закачка води на родовищах Биткiв та Гвiзд. Використовуiться також тепловий метод - закачка гарячоi води на родовищi Луква. Продовжують широко застосовувати гiдророзрив пласта. Цей метод покращуi умови для притоку нафти до свердловини i приймальнiсть нагнiтальних свердловин. Пiсля провеВндення гiдророзриву, дебiт свердловин збiльшуiться в 1.5-2 рази. Крiм того, проводиться кислотна обробка пластiв соляною та сiрчаною кислотою. Основна задача кислотноi обробки-утворення глибоко прониВнкаючих в пласт каналiв розтАЩiдання, зтАЩiднуючих вибiй свердловини з насиченими нафтою i газом дiлянками пласта.
Особлива увага придiляiться удосконаленню систем збору, транспортування i пiдготовки нафти i газу. В НГВУ використовуiться наВнпiрна система збору, яка забезпечуi можливiсть комплексноi автоматиВнзацii процесу i майже повнiстю виключаi втрати легких вуглеВнводнiв. В таких системах використовують груповi замiрнi установки, в тому числi i автоматизованi. Продукцiя свердловин з Биткiвського, Гвiздецького, Пiвденно-Гвiздецького, Довбушанського та iнших родовищ поступаi на груповi збори, а з газоконденсатних родовищ Космач i Росiльна - на УНТС в Космачi, де вiдбуваiться ii подiл на рiдку i гаВнзоподiбну фази.
Сира нафта з групових установок напiрними трубопроводами постуВнпаi на ТХУ в Пасiчнiй, а з Лопушнянського родовища доставляiться на АТ "Нафтохiмiк Прикарпаття". Пiдготовка природного газу провоВндиться на установцi низько-температурноi сепарацii (УНТС).
Незважаючи на те, що стан матерiально-технiчноi бази слабкий, виробнича потужнiсть падаi, спецiалiсти управлiння знаходять шляхи i можливостi для технiчного переозброiння управлiння, впровадженВння новоi технiки i прогресивноi технологii, якi дозволяють покращиВнти умови працi i пiдвищити ii продуктивнiсть, зекономити матерiальВннi ресурси.
Органiзацiйна i виробнича структура НГВУ "Надвiрнанафтагаз"
Пiд виробничою структурою розумiють сукупнiсть внутрiвиробниВнчих пiдроздiлiв i служб управлiння, спiввiдношення i взаiмозв'язок мiж ними. Важливим показником, який характеризуi виробничу структуру управлiння, i кiлькiсть цехiв (дiлянок та iнших пiдроздiлiв) i iх значення у виробництвi. В НГВУ у вiдповiдностi з виконуваними функцiями видiляють основне i допомiжне виробництво. Основне охоплюi процеси,безпосередньо повтАЩязанi з виготовленням продукцii. Допомiжне забезпечуi норВнмальнi умови для безперебiйного випуску продукцii пiдроздiлами осВнновного виробництва.
Цехи видобутку нафти i газу №РЖ i №2, якi пiдпорядковуються ценВнтральнiй iнженернiй службi (ЦРЖТС), займаються забезпеченням розробВнки нафтових i газових родовищ у вiдповiдностi з технологiчним проВнектом розробки, забезпечуi роботу експлуатацiйних i контрольних свердловин, обслуговуi i здiйснюi поточний ремонт наземного нафтопВнромислового обладнання, здiйснюi контроль за проведенням робiт по закiнченню свердловин бурiнням i капiтальним ремонтом та впливу на привибiйну зону пласта.
Цех пiдтримання пластового тиску (ЦППТ) займаiться
-пiдтриманням пластового тиску на родовищах шляхом закачки робочих агентiв в пласт;
-забезпеченням цехiв по видобутку нафти i газу газом високого тисВнку для газлiфтноi експлуатацii свердловин;
-безперебiйним забезпеченням споживачiв технiчною водою i селища Биткiв питною водою;
-здiйснюi закачку робочих агентiв в пласт у вiдповiдностi з техВннологiчними режимами;
-забезпечуi роботу нагнiтальних свердловин та iнших виробничих обтАЩiктiв;
-веде облiк, технiчну експлуатацiю та паспортизацiю обВнладнання цеху.
Дiльниця пiдготовки i перекачки нафти займаiться пiдготовкою i утилiзацiiю пiдтоварних вод, обслуговуi закрiплене за дiльницею обладнання, забезпечуi теплопостачання об'iктiв дiльницi структурних пiдроздiлiв, що до них прилягають. Дiльниця прокату i ремонту експлуатацiйного обладнання, яка входить до допомiжного виробництва, пiдпорядковуiться головному механiку.
Основним завданням дiльницi i:
-виконання замовлень на виготовлення i ремонт обладнання, запасних частин та деталей до обладнання;
-проведення ремонтiв котельних агрегатiв, обладнання газового господарства та свердловинних насосiв;
-проведення дефектоскопii нафтопромислового обладнання.
Дiльниця прокату i ремонту електрообладнання та електропостачанВння пiдпорядковуiться головному енергетику. Головним завданням дiльницi i безперебiйне постачання виробничих обтАЩiктiв електроенергiiю, технiчне обслуговування i проведення своiчасного i якiсного ремонту електрообладнання, електромереж i пiдстанцiй.
Дiльниця пiдземного i капiтального ремонту свердловин (ПiКРС) проводить своiчасний i якiсний ремонт експлуатацiйних i нагнiтальВнних свердловин, проводить заходи по iнтенсифiкацii видобутку нафВнти i газу i пiдвищення приймальностi нагнiтальних свердловин, випВнробування нових зразкiв глибинного обладнання в свердловинах.
Група з дослiдження свердловин пiдпорядковуiться технологiчному вiддiлу. Головним завданням групи i проведення геолого-промислових дослiджень всього фонду свердловин, пiдвищення якостi та iнформаВнтивностi дiючих та впровадження нових методiв дослiдження свердлоВнвин.
Лабораторiя промисловоi хiмii пiдпорядковуiться головному iнжеВннеру. Лабораторiя забезпечуi виконання аналiзу на приймально-здаВнвальних операцiях, iнших видiв аналiзу, необхiдного для здiйснення контролю технологiчного режиму.
Всi пiдроздiли основного i допомiжного виробництва в належнiй мiрi забезпеченi як технiчними, так i трудовими ресурсами. Така виробнича структура забезпечуi нормальне функцiонування НГВУ "Надвiрнанафтагаз".
Успiшна робота виробництва в значнiй мiрi залежить вiд чiткостi побудови органiзацiйноi структури управлiння i розподiлу кола обов'язкiв кожноi ланки структури.
В структурi управлiння видiляють основнi служби: загальне i адмiнiстративне керiвництво; економiчну, технiчну, виробничу, фiнансову та iншi служби.
Важлива робота по управлiнню - органiзацiя безпосередньо виробницВнтва i технiчне керiвництво по вдосконаленню технiки,технологii. РЗРЗ здiйснюi служба головного iнженера. Головний iнженер керуi робоВнтою всiх виробничих цехiв, лабораторiй та конструкторських бюро, вiдповiдаi за проведення за проведення правильноi технiчноi полiВнтики в НГВУ.
Особливi функцii в управлiннi виробництвом виконуi геологiчний вiддiл, який пiдпорядковуiться головному геологу. Головним завданВнням цього вiддiлу i вибiр рацiональноi системи розробки родовищ, контролюi виконання рекомендацiй, передбачених проектом розробки.
Економiчнi служби НГВУ очолюi заступник начальника по економiцi, який здiйснюi керiвництво роботами по аналiзу i плануванню виВнробничо-господарськоi дiяльностi управлiння по найбiльш повному використанню матерiальних, трудових i грошових ресурсiв.
Для органiзацii i управлiння роботами по капiтальному будiвницВнтву в управлiннi i вiддiл капбудiвництва i проектно-кошторисне бюВнро, а також будiвельно-монтажний цех, який виконуi всi роботи по капбудiвництву. Функцii цих вiддiлiв полягають в плануваннi всiх робiт по капбудiвництву, визначення способiв iх виконання, забезпечення найбiльш ефективного ведення цих робiт.
Важливою умовою забезпечення ефективноi роботи апарату управлiння НГВУ i правильний розподiл i координацiя працi спецiалiстiв i службовцiв, забезпечення правильного пiдбору та використання управлiнських кадрiв на основi чiткого розподiлу обовтАЩязкiв, пiдвиВнщення вiдповiдальностi виконавцiв, впровадження ефективноi системи оплати працi в НГВУ.
2.Методичнi основи виконання проекту.
2.1. Системи ремонтiв.
В процесi виробничого використання окремi частини засобiв працi (машин, верстатiв, механiзмiв) зношуються i поступово втрачають свою здатнiсть виконувати вiдповiднi функцii. Вiдновлення iх працездатностi та експлуатацiйних властивостей досягаiться шляхом ремонту, органiзацiя якого повинна бути пов'язана з рацiональною експлуатацiiю i доглядом за обладнанням. Основу для цього на промислових пiдприiмствах складаi система технiчного обслуговування та ремонту основних фондiв.
В практицi ремонтного обслуговування зустрiчаються двi системи ремонтiв: система технiчного обслуговування i планових ремонтiв та система ремонтiв по потребах.
Пiд системою технiчного обслуговування i планових ремонтiв (ТО i ПР) розумiють сукупнiсть запланованих заходiв по догляду, нагляду та ремонту обладнання. Система ТО i ПР включаi: технiчне обслуговування, поточний ремонт (ПР) та капiтальний ремонт (КР).
ТО являi собою комплекс заходiв чи операцiй по пiдтриманню та працездатностi i справностi виробу при його використаннi за призначенням, при очiкуваннi, зберiганнi i транспортуваннi. Воно проводиться з метою попередження прогресуючого зносу деталей i сполучень шляхом своiчасного проведення регулювальних робiт, змащування, виявлення дефектiв та iх усунення. В склад ТО входить контроль технiчного стану, очищення, змащування, замiна окремих складових частин або iх регулювання з метою попередження пошкоджень, а також частина робiт по усуненню пошкоджень.
Слiд розрiзняти перiодичнi та сезоннi ТО. Перiодичне ТО виконуiться через встановленi в експлуатацiйних документах iнтервалу часу. Сезонне ТО проводиться з метою пiдготовки виробу до використання в сезоно-лiтнiх умовах. Сезонне ТО проводиться тiльки для виробiв, що використовуються при iстотних змiнах навколишнього середовища протягом року.
ТО обладнання по об'iктах, що мають експлуатацiйний персонал, проводиться силами цього персоналу, а на обтАЩiктах, що не мають постiйного персоналу, проводиться силами комплексних бригад ремонтникiв бази виробничого обслуговування.
Комплекс робiт при ТО регламентуiться iнструкцiями по експлуатацii, якi розробляють заводи-виготовлювачi обладнання. Поточний ремонт здiйснюiться в процесi експлуатацii з метою гарантованого забезпечення працездатностi обладнання. При ПР проводиться часткова розборка обладнання, ремонт окремих вузлiв або замiна зношених деталей, зборка, регулювання та випробуваня згiдно iнструкцii по експлуатацii. Тi вузли, що вимагають ремонту, замiнюють заздалегiдь вiдремонтованими iз резерву бази виробничого обслуговування (БВО).
ПР на мiсцi експлуатацii здiйснюiться силами комплексних бригад БВО, а при необхiдностi залучаiться i експлуатацiйний персонал. ПР, що вимагають застосування спецiальноi оснастки та обладнання, проводяться на БВО, чи центральних БВО.
КР проводиться з метою вiдновлення працездатностi та ресурсу обладнання. При КР проводиться повна розробка обладнання, мойка та дефектацiя деталей та вузлiв, ремонт, зборка, регулювання, випробування пiд навантаженням та фарбування. КР проводиться найчастiше на центральних БВО обтАЩiднань або на спецiалiзованих ремонтно-механiчних заводах. Обладнання вiдправляiться на КР згiдно з планом-графiком ремонтiв.
Система ремонтiв по потребах також може зустрiчатись на практицi. РЗi суть полягаi в тому, що ремонт обладнання проводиться тiльки тодi, коли цього вимагаi його технiчний стан, коли дальше експлуатацiя стаi неможливою через зношенiсть. Так система маi ряд недолiкiв, що знижуi ii ефективнiсть та розповсюдження. Серед них слiд видiлити: вiдсутнiсть закiнченоi системи планування ремонту обладнання, вiдсутнiсть профiлактичних заходiв, що попереджували б iнтенсивний знос деталей, прогресивне погiршення в процесi експлуатацii стану обладнання та його технiчноi продуктивностi, зменшення степення надiйностi та довговiчностi обладнання в результатi iнтенсивного зносу деталей, невизначенiсть термiнiв зупинки обладнання та ремонт, що не даi можливостi планувати ремонтнi роботи.
Виходячи з цього таку систему ремонтiв не можна рекомендувати для широкого використання. Використовувати ii можна тiльки у вийняткових випадках, коли нiякого замiнного фондообладнання та запасних частин на пiдприiмствi немаi i коли це стосуiться другорядних видiв обладнання, зупинка яких на ремонт не може позначитись на роботi пiдприiмства.
2.2. Форми органiзацii ремонтiв.
В залежностi вiд конкретних умов виробництва (наявнiсть ремонтноi бази, вiддаленiсть вiд спецiалiзованих ремонтних баз) органiзацiя ремонтних робiт може здiйснюватись в трьох формах:
1. Централiзована форма органiзацii ремонтiв.
При централiзованiй формi управлiння ремонтним господарством всi види ремонтних робiт та виготовлення запасних частин проводяться на спецiалiзованих ремонтних базах, спецiалiзовано-ремонтно-механiчних заводах, центрально-ремонтно-механiчних майстернях, центральних БВО. При цьому спецiалiзованi ремонтнi бригади проводять як ремонти, так i мiжремонтне обслуговування.
Переваги цiii форми:
1. ефективне застосування передовоi технологii та сучасних досягнень практики органiзацii ремонтних робiт;
2. повне i рiвномiрне завантаження ремонтних баз незалежно вiд погоднiх умов та перiоду року;
3. рiвномiрне розмiщення ремонтних баз по найважливiших районах;
4. нормальнi умови по пiдвищенню квалiфiкацii робiтникiв;
5. пiдвищення спецiалiзацii та кооперування по виготовленю деталей вузлiв, виконанню окремих технологiчних оперiцiй;
6. пiдвищення ПП та зниження собiвартостi ремонтних та iнших робiт;
7. скорочення планових строкiв простою обладнання в ремонтi.
Отже, централiзована форма органiзацii ремонтiв даi можливiсть краще органiзовувати робочi мiсця, оснастити iх необхiдним обладнанням, що забезпечить проведення ремонту на високому технiчному рiвнi.
Але дана форма маi два досить iстотнi недолiки. Це великi затрати часу та грошових коштiв на доставку обладнання на ремонтну базу i назад, неможливiсть проведення ремонтiв великогабаритного обладнання в закритих примiщенях. Можна зробити висновок, що цю форму доцiльно використовувати, коли ремонтнi бази розмiщеннi вiдносно недалеко та коли пiдприiмство маi належний фонд запасного обладнання.
2. Децентралiзована форма органiзацii ремонтiв.
При цiй формi всi види ремонтного обслуговування, включаючи i виготовлення необхiдних запчастин, проводяться силами i технiчними засобами власноi ремонтноi бази, тобто силами окремих цехiв. В порiвняннi з централiзованою дана форма маi ряд недолiкiв: необхiднiсть розмiщення ремонтних засобiв по окремих обтАЩiктах, вiдсутнiсть квалiфiкованого керiвництва та матерiально-технiчного постачання, низький рiвень спецiалiзацii ремонтних робiтникiв, низький коефiцiiнт використання верстатного парку та iншого ремонтного обладнання, зниження якостi робiт. Цi недолiки звужують сферу використання даноi форми органiзацii ремонтiв.
Найчастiше цю форму можна використати при значних вiддалях мiж пiдприiмством та ремонтними базами i тому така форма i найхарактернiшою для геологорозвiдувальних i бурових пiдприiмств, що працюють в нових або вiддалених районах.
3. Змiшана форма органiзацii ремонтiв.
При змiшанiй формi рiзнi види ремонтного обслуговування виконуються по рiзному. Капiтальнi ремонти звичайно проводяться на спецiалiзованих ремонтних базах, а технiчне обслуговування i поточнi ремонти безпосередньо в цехах.
Данiй формi притаманнi всi недолiки децентралiзованоi форми i тому використовуiться на крупних та середнiх пiдприiмствах, що мають мiцну ремонтну базу. Крiм того, ii можна використовувати i в iнших пiдприiмствах як промiжний варiант при переходi до централiзованоi форми органiзацii ремонтiв.
2.3.Методи органiзацii ремонтiв обладнання.
В залежностi вiд масштабiв робiт, видiв використованого обладнання та мiсцевих конкретних умов ремонту обладнання може бути виконаним одним з таких методiв:
1.Метод пiсляоглядового ремонту. Суть даного методу ремонту полягаi в тому, що обладнання пiдлягаi перiодичним оглядам, на основi яких визначаiться термiн i вид чергового ремонту. Перiодичнiсть оглядiв встановлюiться, виходячи з орiiнтованих строкiв служби деталей i вузлiв обладнання. В результатi оглядiв складаiться вiдомостi дефектiв, що включають детальнi вiдомостi про ступiнь зносу вузлiв, а також опис виявлених несправностей i перелiк робiт по iх усуненню. Цi данi i основою для планування обсягiв та термiнiв проведення ремонтних робiт. Строки мiж двома плановими оглядами i непостiйними i встановлюються в залежностi вiд складностi обладнання, його технiчного стану та рiчного графiку завантаження. Цей метод органiзацii ремонту обладнання маi ряд iстотних недолiкiв, головнi з них: неможливiсть планування ремонтiв та завантаження ремонтних баз на тривалий перiод часу; субтАЩiктивнiсть технiчного стану машин, обладнання; iндивiдуальний пiдхiд до органiзацii ремонтiв; труднощi в визначеннi необхiдноi кiлькостi робочоi сили, матерiалiв, iнструментiв, оснастки. Цей метод використовуiться дуже рiдко. Найчастiше його можна зустрiти при ремонтi нестандартного спецiального, нового обладнання, яке до того ж використовуiться в iндивiдуальному порядку.
2.Метод перiодичних ремонтiв. Основнi види ремонтних робiт при цьому методi проводяться в точнiй послiдовностi. Обсяг i порядок послiдовностi ремонтiв визначаiться тривалiстю служби змiнних деталей та вузлiв. За строками служби деталi та вузли кожноi машини, кожного верстата, кожного виду обладнання класифiкуються i групуються. В залежностi вiд середнього перiоду часу iх служби встановлюють термiн та обсяг ремонтних робiт. При кожному черговому ремонтi всi вузли i деталi, що пiдлягають ремонту уважно оглядають, зношенi частини замiнюють, а тi, що ще придатнi до роботи, встановлюють знову. При цьому для органiзацii ремонту особливе мiсце маi своiчасне та якiсне встановлення змiнних та запасних частин. Головною перевагою даного ремонту обладнання i його економiчнiсть та можливiсть досить детального планування наступних видiв ремонтiв i iх фiзичних обсягiв. Цей метод найхарактернiший для унiверсального обладнання, що використовуiться широко у всiх пiдроздiлах пiдриiмства.
3.Метод планово-попереджувальних ремонтiв. Даний метод на вiдмiну вiд двох попереднiх базуiться на обовтАЩязковому перiодичному плановому оновленнi обладнання шляхом замiни частини деталей та вузлiв незалежно вiд iх технiчного стану. Головне в цьому методi його профiлактичний характер, що дозволяi значно продовжити строки служби обладнання; зберегти високу якiсть його роботи, а також прискорити затрати на плановi ремонти. В основi даного методу лежить проведення рiзних видiв ремонтного обслуговування через точнi, заздалегiдь визначеннi перiоди часу на протязi ремонтного циклу. Пiд ремонтним циклом розумiють перiод часу мiж двома капiтальними ремонтами (для дiючого обладнання) або перiод часу вiд ремонту введення в експлуатацiю обладнання до першого капремонту (для нового обладнання). Ремонтний цикл дiлиться на мiжремонтнi перiоди, тривалiсть яких визначаiться строком служби змiнних деталей. Тривалiсть циклу та мiжремонтних перiодiв визначаiться системою ТО i ПР.
РЖз перерахованих методiв останнiй i найпрогресивнiшим i характерезуiться такими позитивними рисами: система профiлактичних заходiв даi можливiсть уникнути непланових зупинок; зтАЩявляiться можливiсть точного планування ремонтiв та завантаження ремонтних баз на весь плановий перiод; точного визначення потреби в робочiй силi, матерiалах, iнструментi; забезпечуiться високий рiвень спецiалiзацii ремонтних бригад та використання прогресивних способiв ремонту обладнання; пiдвищуiться загальна ефективнiсть ремонту за рахунок зростання ПП, повного використання ремонтного обладнання, рацiонального використання матерiальних ресурсiв.
Метод планово-попереджувальних ремонтiв найкращий для обладнання, що працюi при сталому режимi. Також використовують при ремонтах обладнання, вiд безперебiйноi роботи яких залежить безперервнiсть технологiчних процесiв та безпека людей.
Найчастiше зустрiчаються рiзнi комбiнацii всiх трьох видiв.
2.4.Способи ремонту обладнання.
В залежностi вiд кiлькостi однотипного обладнання та технiчноi оснащеностi ремонтних баз використовуються рiзнi способи ремонту обладнання:
1.РЖндивiдуальний спосiб ремонту.
При цьому способi обладнання ремонтуi одна комплексна бригада, що складаiться з робiтникiв високоi квалiфiкацii. При цьому кожна одиниця обладнання пiдлягаi розборцi на окремi вузли i деталi, якi в процесi ремонтних робiт знеосiблюються , тобто обладнання збирають з тих же вiдремонтованих частин, з яких воно складалось до ремонту. Цей спосiб не маi великого поширення через такi недолiки:
1) значний час простоювання обладнання в ремонтi, оскiльки багато часу витрачаiтьсч на ремонт та виготовлення окремих змiнних частин та деталей;
2) вiдсутнiсть гарантiй високоi точностi пiдготовки та зборки деталей, вузлiв i механiзмiв в умовах обмеженого часу на ремонт;
3) необхiднiсть високоi квалiфiкацii робiтникiв, якi забезпечували б виконання будь-яких видiв робiт, що виникають в процесi ремонту;
Виходячи з цього iндивiдуальний спосiб ремонту використовуiться найчастiше при ремонтi простих видiв обладнання та невеликiй його кiлькостi, а також при вiдсутностi пiдмiнного фонду обладнання. Такий спосiб ремонту можна зустрiти в геолого-розвiдувальних партiях.
2.Агрегатно-знеосiблений спосiб ремонту.
При цьому способi ремонту весь комплекс ремонтних робiт дiлиться на окремi складовi частини, кожна з яких являi собою повнiстю закiнчений процес ремтнту агрегату чи вузла. РЖншими словами машину розбирають на окремi агрегати, що ремонтуються окремо.
Використання пiдготовлених зборочних одиниць даi можливiсть в багатьох випадках значно скоротити простоi обладнання, якi повтАЩязанi з виконанням ремонтних робiт. Найбiльшу шкоду виробництву приносять простоi технологiчного обладнаняя в непланових ремонтах. Причиною таких ремонтiв звичайно i випадковi вiдмови через вихiд з ладу окремих деталей чи вузлiв. Тому використання пiдготовлених ремонтних вузлiв для непланових ремонтiв такого обладнання особливо ефективне. Висока ефективнiсть даного способу ремонту зумовлена наступними перевагами:
- рацiональним використанням робочоi сили за квалiфiкацiiю;
- високою спецiалiзацiiю ремонтних бригад, що забезпечують рiст ПП;
- економiiю робочого часу при проведеннi ремонту;
- полiпшення якостi та зниження вартостi ремонтних робiт;
Часто вузловий спосiб поiднуiться з iндивiдуальним. В такому поiднаннi вiн досить часто використовуiться при капiтальному ремонтi сильно завантаженого обладнання. Що стосуiться обладнання не унiкального чи особливо важливого для виробництва , то використання вузлового способу не завжди буде економiчно виправданим.
3. Загальнознеосiблений спосiб ремонту.
На вiдмiну вiд агрегатно-знеосiбленого способу даний спосiб характеризуiться повним знеосiбленням не тiльки вузлiв, але й окремих деталей. Машину, що поступила в ремонт, повнiстю розбирають, всi деталi пiдлягають дефектуванню. При цьому тi деталi, якi ще придатнi для використання передаються на склад, а решту або ремонтують або здають в металобрухт. Слюсарно-зборочна бригада проводить зборку машин iз знеосiблених деталей, що поступають iз складу.
Загальнознеосiблений спосiб ремонту використовують на крупних ремонтних базах, що проводять ремонт великоi кiлькостi однотипного обладнання iз взаiмозамiнними деталями. В умовах нафтогазовоi промисловостi вiн використовуiться на центральних БВО та спецiалiзованих ремонтно-механiчних заводах. Даний спосiб ремонту i найекономнiшим iз трьох названих. Це пояснюiться тим, що при цьому значно скорочуiться час простоiв в ремонтi, пiдвищуiться ПП i якiсть робiт, знижуiться iх вартiсть.
2.5. Фактори, якi впливають на формування ремонтного господарства НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ.
Формування ремонтного господарства пiдприiмства проходить пiд впливом наступних факторiв:
1. Природнi фактори, якi обумовлюють iнтенсивне фiзичне зношення обладнання:
- знаходячись на вiдкритому повiтрi практично на протязi всього року, обладнання пiддаiться шкiдливому впливу навколишнього середовища;
- багато вузлiв i деталей працюють в умовах корозiйного i абразивного середовища промивочних рiдин, соленоi води;
- виснаженнiсть газових i газоконденсатних родовищ, що вимагаi додаткових зусиль для пiдтримання iх в робочому станi;
- високий ступiнь обводненостi свердловин, що вимагаi частого проведення ремонтних робiт;
2. Технiко-технологiчнi фактори:
- вузли i деталi обладнання часто зазнають змiнних технологiчних навантажень (удари, вiбрацii);
- складнiсть робiт i недостатнiсть спецiального обладнання для ремонту обладнання при транспортуваннi примушуi залучати до ремонтiв пiдряднi органiзацii;
- низький коефiцiiнт оновлення основних фондiв, що вимагаi бiльш частiших ремонтiв;
- висока частка застарiлого обладнання;
3. Економiчнi фактори.
- недостатнiсть коштiв для поновлення матерiально-технiчноi бази ремонтного господарства.
2.6. Методика розрахунку показникiв ряду динамiки.
Для того, щоб проаналiзувати змiну показникiв в часi, використовують ряду динамiки. Для аналiзу, який робиться на основi фактичних даних, застосовують наступнi показники:
1. Абсолютний прирiст:
а) базисний
Δ tб= yt - yo (1)
б) ланцюговий
Δtл=yt - yt-1 (2)
де yo,yt,yt-1- вiдповiдно фактичний рiвень показника в базовому, звiтному i попередньому до звiтного року.
2.Темпи зростання i %:
а) базисний
ktб
= yt / yo * 100 (3)
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 всiх t однаковий
б) ланцюговий
γ = Δt / тt = yt-1 / 100 (7)
Абсолютний прирiст характеризуi швидкiсть змiни рiвнiв ряду динамiки за одиницю часу.
Темпи зростання - це вiдносний показник динамiки, який показуi у скiльки разiв бiльше чи скiльки % даний рiвень складаi по вiдношення до рiвня,що прийнятий за базу порiвняння.
Темп приросту показуi як змiниться рiвень ряду динамiки па протязi даного часу.
2.7. Показники для оцiнки рiвня органiзацii виробництва на пiдприiмствi.
Важливим етапом при проведенi аналiзу функцiонування ремонтного господарства на пiдприiмствi i оцiнка рiвня органiзацiйноi пiдготовки виробництва. Для цього використовують наступну систему показникiв.
1. Коефiцiiнт пропорцiйностi, що характеризуi рiвень пропорцiйностi виробництва, визначаiться за формулою:
σ = √ Σ (вi -впл) 2 / m (8)
де m - кiлькiсть етапiв,
вi - пропускна здатнiсть окремих етапiв в прийнятих одиницях вимiру,
впл -обсяг виробництва по плану в прийнятих одиницях вимiру.
2. Коефiцiiнт безперервностi, що характерезуi рiвень безперервностi виробництва i визначаi можливiсть скорочення переривiв мiж технiчними операцiями, виражаiться формулою:
kб= ∑ ттех / тц (9)
де ттех - тривалiсть технологiчноi частини виробничого циклу,
тц - загальна тривалiсть виробничого циклу.
3. Складовою надiйностi процесу i надiйнiсть обладнання, яке застосовуiться у виробництвi, тому розраховують коефiцiiнт надiйностi роботи обладнання.
кн = тв / тв + тр (10)
де тв - сумарнi витрати у напрацюваннi ГПА через вiдмови i простоi в ремонтi, в рiк, м/год,
тр - сумарне напрацювання ГПА, м/год.
2.8. Методика розрахунку показникiв ефективностi ремонтного обслуговування.
Для оцiнки рiвня органiзацii та ефективностi ремонтного обслуговування необхiдно мати певну систему показникiв. Для цього використовують двi групи показникiв: загальнi i спецiальнi.
ЗАГАЛЬНРЖ:
1. Коефiцiiнт використання робiтникiв за квалiфiкацiiю. Характеризуi вiдповiднiсть рiвня квалiфiкацii робiтникiв квалiфiкацii виконуваних робiт i визначаiться за формулою:
крк = ррб / рр (11)
де ррб - середнiй квалiфiкацiйний розряд робiтникiв,
рр - середнiй розряд виконуваних робiт.
2. Коефiцiiнт використання робочого часу :
кврч = те / трм (12)
де те - ефективний, фактично вiдпрацьований час одним робiтником або групою робiтникiв за даний перiод часу, люд/год або люд/днiв,
трм - максимально можливий фонд робочого часу за даний перiод, люд/год або люд/днiв.
Цей показник характеризуi рiвень використання максимального можливого робочого часу. Його можна розрахувати iншим способом:
кврч = 1 - tвтр / трм (13)
де tвтр - втрати робочого часу в процесi виконаня роботи, люд/год або люд/днiв.
СПЕЦРЖАЛЬНРЖ:
1. Тривалiсть мiжремонтного перiоду.
Характеризуi в узагальненому виглядi якiсть проведених ремонтiв, що проявляiться в збiльшеннi ремонтного циклу i визначаiться за формулою:
тмрп = тц / nр (14)
де тц - тривалiсть фактичного циклу роботи обладнання, год,
nр - кiлькiсть ремонтiв в ремонтному циклi.
2. Коефiцiiнт плановостi ремонтного обслуговування.
Характеризуi рiвень дотримання графiка планово-попереджувальних робiт:
кпро = nд / nрл (15)
де nд - кiлькiсть ремонтiв, що проведенi з додержанням планових термiнiв,
nрл - загальна планова кiлькiсть всiх видiв ремонтiв.
3. Коефiцiiнт частоти ремонтiв.
Показуi кiлькiсть ремонтiв, в середньому на одиницю обладнання за даний перiод часу.
кчр = nрз / nо (16)
де nрз - загальна кiлькiсть ремонтiв, що проведенi за даний перiод по видах обладнання.
nо - кiлькiсть одиниць обладнання.
4. Коефiцiiнт використання верстатного парку ремонтноi бази за часом. Характеризуiться рiвень екстенсивного його використання:
кекс= тф / тп (17)
де тф - фактичний час роботи обладнання за даний перiод часу,
тп - плановий ефективний фонд часу роботи обладнання за той же перiод.
5. Специфiчним показником, що характеризуi рiвень органiзацii ремонтного обслуговування свердловин i коефiцiiнт експлуатацii,який визначаiться за формулою:
ке = се / счд (18)
де се - сумарний час роботи свердловин,
счд - сумарний календарний час по дiючому фонду свердловин.
Аналiз всiх вищенаведених показникiв проводиться з метою виявлення резервiв покращення органiзацii та пiдвищення ефективностi ремонтного обслуговування на НГВУ "Надвiрнанафтагаз". Основними напрямками удосконалення ремонтного обслуговування можуть бути: збiльшення тривалостi мiжоперацiйного перiоду, скорочення непродуктивних витрат часу при проведеннi ремонтiв, скорочення часу простоiв обладнання в ремонтi, покращення внутрiшньоi спецiалiзацii ремонтних пiдроздiлiв.
3. Аналiз органiзацii ремонтного обслуговування на НГВУ "Надвiрнанафтагаз".
3.1. Динамiка основних ТЕП пiдприiмства.
Для визначення ефективностi виробничо-господарськоi дiяльностi НГВУ"Надвiрнанафтагаз"необхiдно провести аналiз динамiки основних ТЕП пiдприiмства.
Ефективнiсть затрат працi характеризуiться показником ПП. Рiст ПП i важливим фактором пiдвищення ефективностi виробництва, служить обтАЩiктивною передумовою збiльшення матерiальних благ, тому цей показник доцiльно вiднести до ОТЕП.
Заробiтня плата робiтникiв i одним iз засобiв стимулювання працi, тому високий рiвень цього показника пiдвищуi ефективнiсть виробництва.
Собiвартiсть та прибуток - однi з найважливiших якiсних показникiв виробничо-господарськоi дiяльностi пiдприiмств, тому, що значення собiвартостi визначаiться тим, що в ньому вiдбиваються результати дiяльностi, а прибуток вiдображаi кiнцевi результати дiяльностi пiдприiмства, показуючи цим на скiльки ефективно воно працюi. Всi ОТЕП приведено в таблицi 3.1.
Таблиця 3.1. Основнi ТЕП НГВУ "Надвiрнанафтагаз".
Назва показника
|
|
Роки
|
|
|
|
1995
|
1996
|
1997
|
- Видобуток нафти i 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. Реалiзацiя продукцii, тис.грн.
|
22 771
|
31 810
|
46 460
|
4. Продуктивнiсть працi, т/люд
|
30 488
|
47 088
|
57 069
|
5. Прибуток, тис. грн.
|
14 055
|
16 327
|
24 327
|
6. Собiвартiсть одиницi продукцii, 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 чисельнiсть, 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 динамiки явищ потрiбно спiвставляти базовий рiк з iншими. Аналiзуючи ОТЕП за 1995-1997рр.варто сказати наступне.
Видобуток нафти i конденсату з роками спадаi, так, в 1996р. абсолютне значення цього показникам знизилось на 6 %, а на кiнець аналiзованого перiоду воно було нижче базового рiвня на 11%. Такою ж i i динамiка видобутку газу: зниження на 3% у 1996р. i на 5,7% у 1997р. Спад даних показникiв мав значний вплив на формування таких показникiв, як вартiсть товарноi продукцii, собiвартiсть нафти та газу, прибуток.
Щодо собiвартостi , то ii рiвень постiйно зростаi. В 1996р. вiн досягнув абсолютного значення 74,71 грн. за 1т нафти, а в1997 - аж 93,36 грн за 1 т нафти, що в 1,88 i 3,36 раз вiдповiдно бiльше нiж у 1995роцi. Такий рiст собiвартостi повтАЩязаний iз зростанням цiн на електроенергiю, iз збiльшенням кiлькостi проведення ремонтiв та повтАЩязаних з цим ростом витрат.
Прибутки пiдприiмства за звiтний перiод постiйно збiльшувались, що в загальному свiдчить про позитивну роботу НГВУ. Так, збiльшення прибуткiв у 1996 роцi на 14% продовжуiться у 1997 роцi збiльшенням цього показника на 73% у порiвняннi з базовим роком. Такою ж була i динамiка продуктивностi працi: рiст на 54% у 1996р.; на 87% i на 21% у 1997 роцi у порiвняннi вiдповiдно з 1995 i 1996 роками.
За звiтний перiод помiтно зростаi фонд заробiтноi плати. Це i однiiю з позитивних рис у функцiонуваннi НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ. За аналiзований перiод середня заробiтня плата зросла вiд 111 гривень у 1995р. до 324 та 398 гривень вiдповiдно у 1996 та1997 роках, що у процентному спiввiдношеннi перевищуi базовий рiвень вiдповiдно на 190 та 258%. Позитивним у цьому планi i розумiння керiвництвом матерiального стимулювання як одного з чи не найкращих способiв заохочення та пiдтримання працездатностi працiвникiв.
В загальному планi функцiонування НГВУ за звiтний перiод i задовiльним, а пiдтвердженням цьому може бути вже проаналiзоване вище зростання прибутку. Зростання продуктивностi працi та фонду оплати працi свiдчить про ефективнiсть використання трудових ресурсiв, а також хороший спосiб iх стимулювання. Щодо темпiв зростання собiвартостi, то вони i набагато бiльшими, нiж темпи зростання обсягу видобутих нафти, газу i конденсату, що в значнiй мiрi повтАЩязано iз зростанням цiн на енергоносii.
Зважаючи на нестабiльнiсть економiчноi ситуацii в Украiнi неможливо визначити наступнi тенденцii розвитку пiдприiмства, але, враховуючи наявнi людськi ресурси, сировинну та технiчну бази, можна вiрити у його подальший розвиток та вдосконалення.
3.2 Динамiка обсягiв ремонтного обслуговування на пiдприiмствi.
На НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ дii змiшана система органiзацii ремонтного обслуговування, тобто ремонти виконуються як господарським, так i пiдрядним способом iнших пiдприiмств. Тому спочатку варто проаналiзувати обсяги ремонтного обслуговування з точки зору участi рiзних виконавцiв в ремонтних роботах (табл. 3.2.).
Таблиця 3.2. Структура витрат коштiв на ремонти
в залежностi вiд виконавцiв, тис.грн.
Виконавцi
|
1995
|
|
1996
|
|
1997
|
|
|
|
абс.знач.
|
%
|
абс.знач.
|
%
|
Абс.знач.
|
%
|
1. Персонал пiдрядних пiдприiмств
|
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 ремонтiв загальнi
|
452,19
|
100
|
389,85
|
100
|
622,13
|
100
|
Як видно з таблицi 3.2. обтАЩiм робiт, якi виконують персонал пiдрядних пiдприiмств майже в 5 разiв бiльше, нiж той, якiй виконують ремонтнi служби пiдриiмства. Це повтАЩязано з тим, що немаi коштiв на утримання великоi ремонтноi бази при НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ, яка б виконувала всi неохiднi ремонти. Проте з роками питома вага останнiх зростаi до 19,2% в 1997р. вiд загальних обсягiв ремонтiв.
Варто також вiдмiтити, що майже 93% всi капiтальних ремонтiв виконують саме пiдряднi органiзацii, в той час, як обсяг iх дiяльностi по поточних ремонтах складаi лише 70%. Це повтАЩязано з тим, що КР потребують бiльш квалiфiкацiйного складу персоналу, нiж поточнi ремонти.
Якщо б на НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ були створенi своi комплекснi ремонтнi бригади iз висококвалiфiкованих спецiалiстiв,то це дозволило значно покращити якiсть комплексного ремонту ГПА, ремонтних робiт обладнання та систем КС, технiчне обслуговування КС, скоротити простоi обладнання в ремонтi, зекономити значну суму коштiв, що дозволило б i надалi розвивати свою ремонтну базу. Фiнансування такого заходу можна було б здiйснити за рахунок фонду розвитку виробництва чи кредитування банком.
Для аналiзу обсягiв ремонтного обслуговування на пiдприiмствi з точки зору обтАЩiктiв ремонтiв використаiмо данi таблицi 3.3.
Таблиця 3.3. Обяги виконаних ремонтних робiт
|
|
1995
|
1996
|
1997
|
Вартiсть виконаних робiт, всього тис.грн. в тому числi:
|
452,19
|
399,85
|
622,13
|
1. Промислово-виробничi основнi фонди, з них:
|
421,33
|
363,19
|
483,58
|
- будiвлi i споруди;
|
128,42
|
102,76
|
134,52
|
- силовi машини i обладнання;
|
42,81
|
32,96
|
41,58
|
- робочi машини i обладнання;
|
205,42
|
183,84
|
220,74
|
- транспортнi засоби
|
44,68
|
43,63
|
86,74
|
2. Непромисловi основнi фонди
|
30,86
|
26,66
|
138,55
|
Питома вага робочого часу, що припадаi на ремонт обладнання в середньому складаi бiля 5% вiд загального фонду робочого часу , також значну частку цього фонду становить час, протягом якого частина обладнання знаходиться в резервi.
Оскiльки витрати на капiтальнi ремонти основних фондiв займають бiля 2/3 вiд загальних витрат на ремонтнi роботи, то додатково варто розглянути данi по капiтальних ремонтах конкретних обтАЩiктiв в кiлькiсному виразi (табл.3.4.)
Таблиця 3.4. Кiлькiсть капiтальних ремонтiв по обтАЩiктах.
ОбтАЩiкти
|
1995
|
1996
|
1997
|
1. Газоперекачувальнi агрегати, шт
|
11
|
13
|
15
|
2. Компресорнi цилiндри, шт (ГМК)
|
10
|
12
|
14
|
3. Свердловини, шт
|
11
|
8
|
6
|
4. Автотранспорт, шт
|
27
|
26
|
36
|
5. РЖншi, шт
|
123
|
110
|
139
|
Всього, шт
|
187
|
169
|
215
|
Аналiзуюючи динамiку ремонтних робiт за перiод 1995-1996 рокiв можна сказати, що за один рiк обсяги ремонтiв зменшилися на 13,8%, що у вартiсному вираженнi становить 62,34 тис. грн. Це явище вiдбулося за рахунок зменшення ремонтiв як промислово-виробничих ОФ так i непромислових ОФ, причому майже в одинаковiй мiрi. РЗх темпи росту однаковi i становлять 86,2 %. Що ж стосуiться капiтальних ремонтiв, в 1996 роцi загальна кiлькiсть обтАЩiктiв, якi потребували капiтальних ремонтiв склала 169 шт., що на 9,7% менше, нiж в попередньому роцi. Це зумовлено деякими органiзацiйно-технiчними заходами, якi були направленi на пiдвищення надiйностi, довговiчностi i економiчностi роботи обтАЩiктiв. Але кiлькiсть рамонтiв по ГПА збiльшилась на 4, що привело до перезходу 5890 кг турбiнного масла i збiльшення часу простою обладнання в ремонтi, неперервнiсть якого дуже важлива для органiзацii виробництва. Також поступово збiльшуються ремонти компресорних цилiндрiв ГМК, кожного року на 12%, в основному через умови роботи в вiбрацiйному колi i недостатньому контролi за iх станом.
З таблицi 3.4. видно, що обсяг робiт по капiтальному ремонту свердловин скоротився до 8 в 1996 роцi. Але це пояснюiться не кращим доглядом за свердловинами, а тим, що не був виконаний план по ремонту свердловин. Недостаючий обсяг робiт було перенесено на 1997 рiк i склав 6 ремонтiв.
В 1996 роцi зменшились обсяги ремонтiв транспортних засобiв на 2,4% (на 1,05 тис.грн).
Проте зовсiм iншу картину спостерiгаiмо в 1997 роцi. Обсяг ремонтних робiт по всiх видах ОФ зростаi. Змiна загальноi вартостi ремонтiв складаi 159,6% порiвняно з 1996 i 137,6% порiвняно з базовим 1995 роком. Ця змiна вiдбуваiться в основному за рахунок збiльшення ремонтiв непромислових ОФ майже в 5 раз, а за рахунок промислово-виробничих фондiв на 114,8 % порiвняно з 1995 роком . Особливо вiдчутно зрiс обсяг ремонтiв по транспортних засобах, ремонтом яких займаiться механiчна майстерня. Також зросли обсяги ремонтiв по силових машинах i обладнанню - на 26,2% порiвняно з 1996 роком i по будiвлях i спорудах - на 30,91%.
Отже, НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ необхiдно провести роботи по покращенню ремонтного обслуговування. Для зменшення числа ремонтiв необхiдно забезпечити кращий догляд за обладнанням, дотримуватись вимог по екплуатацii, застосовувати профiлактичнi заходи. Крiм того, збiльшення ремонтних робiт проходило через те, що обладнання поступово зношуiться, а через недостатнiсть коштiв пiдприiмство замiсть закупки нового примушене проводити ремонт наявного обладнання.
3.3. Аналiз вiдповiдностi органiзацii ремонтного обслуговування особливостям виробництва на пiдприiмствi.
Нормальне функцiонування основних виробничих фондiв пiдприiмства залежить вiд ефективностi ремонтного обслуговування на пiдприiмствi. А ремонтне обслуговування може бути ефективним за умови, що воно вiдповiдаi особливостям виробництва.
Робота механiчноi майстернi органiзована досить ефективно i гнучко. Взагалi наявнiсть механiчноi майстернi на пiдприiмствi i досить зручним i ефективним. Тому вона проводить ремонти парку машин i обладнання, ремонти двигунiв внутрiшнього згорання, вартiсть яких втричi менша цiни нового двигуна. При цьому на даний час ремонтнi заводи не займаються ремонтом таких двигунiв. Механiчна майстерня ремонтуi велику кiлькiсть засувок, вартiсть ремонту яких набагато менша цiни новоi, проводить ремонт 60-тонних трейлерiв (мiняються втулки балансових пiдвiсок, пiдварюiться рама, мiняються всi шланги).
Проте виконання складних капiтальних ремонтiв i складних робiт, повтАЩязаних з лiквiдацiiю аварiй, покладено на пiдряднi органiзiцii. Це i доцiльним, оскiльки пiдприiмству для проведення таких робiт необхiдна солiдна матерiально- технiчна база, а це потребуi значних капiталовкладень i бiльш розширеноi сiтки ремонтних цехiв. Крiм того, покладення деяких ремонтiв на пiдряднi органiзацii дозволяi зекономити час i прискорити цей ремонт. Отже, там де пiдприiмству стаi матерiально-технiчноi бази i коштiв для проведення ремонтiв, вони покладаються на саме пiдприiмство i його ремонтнi пiдроздiли, а там, де це невигiдно або неможливо - на пiдряднi органiзацiii.
В загальному ремонтнi роботи направленi на забезпечення рацiональноi експлуатацii видобувних свердловин i свердловин пiдземного зберiгання газу. Цех капiтального ремонту сведловин в основному займаiться ремонтом наземного i пiдземного обладнання, проводить ревiзiю та замiну насосно - компресорних труб i фонтанноi арматури, iзоляцiйнi та ловильнi роботи, лiквiдацiю мiжколонних проявiв газу, ремонт гирла свердловин, лiквiдацiю свердловин тощо. Але на даний час мало проводиться робiт по реконструкцii бездiючих свердловин. Низькi пластовi тиски не дозволяють експлуатувати свердловини фонтанним способом. Збiльшити видобуток газу можна при переходi на газлiфтний спосiб експлуатацii. У пiдприiмства i можливiсть знову ввести в дiю ряд бездiючих свердловин iз залученням сусiднiх свердловин, де пластовi тиски досить високi. Однак для реалiзацii цього однiii бригади по КР свердловин недостатньо.
Таким чином, в загальному система ремонтного обслуговування вiдповiдаi особливостям функцiонування пiдприiмства. Однак в деяких пiдроздiлах необхiдно пiдвищити рiвень робiт.
3.4. Аналiз ефективностi функцiонування ремонтного господарства.
Вихiднi данi наведено в таблицi 3.5.
Таблиця 3.5. Вихiднi данi для розрахунку показникiв ефективностi ремонтного обслуговування.
Показники
|
1995
|
1996
|
1997
|
1. Середнiй квалiфiкацiйний розряд робiтника, Ррб
|
4,0
|
4,1
|
4,2
|
2. Середнiй розряд виконуваних робiт, Рр
|
4,5
|
4,6
|
4,6
|
3.Максимальноможливий фонд робочого часу,люд-год, Трм
|
59510
|
59500
|
59520
|
4. Втрати робочого часу в процесi виконання роботи, tвтр, люд-год
|
3150
|
3200
|
3217
|
5. Тривалiсть фактичного циклу роботи обладнання, год, Тц:
|
|
|
|
- ГПА
|
25676
|
20372
|
17520
|
- компресорнi цилiндри ГМК
|
21366
|
18250
|
15643
|
6. Кiлькiсть ремонтiв в ремонтному циклi, шт, nр:
|
|
|
|
- ГПА
|
5
|
4
|
5
|
- комресорнi цилiндри ГМК
|
5
|
5
|
6
|
7. Загальна кiлькiсть ремонтiв, шт, nрз:
|
|
|
|
- ГПА
|
11
|
13
|
15
|
- компресорнi цилiндри ГМК
|
10
|
12
|
14
|
8. Кiлькiсть одиниць обладнання, шт, nо:
|
|
|
|
- ГПА
|
29
|
30
|
30
|
- компресорнi цилiндри 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. Кiлькiсть ремонтiв свердловин, що проведена з дотриманням планових термiнiв, nд
|
16
|
16
|
11
|
12. Загальна планова кiлькiсть всiх видiв ремонтiв свердловин, nрп
|
18
|
19
|
13
|
13. Загальна кiлькiсть ремонтiв свердловин, nрз
|
17
|
15
|
12
|
14. Фонд свердловин, nо
|
85
|
83
|
84
|
15. Сумарний час роботи видобувних свердловин, св-мiс, Св
|
415
|
428
|
459
|
16. Сумарний календарний час по дiючому фонду свердловин, Счд
|
564
|
562
|
567
|
Розрахуiмо показники ефективностi ремонтного обслуговування на НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ в перiод з 1995-1997рр., використовуючи данi таблицi 3.5. i формул 11-18. Результати розрахункiв зведемо в таблицю 3.6.
Таблиця 3.6. Показники ефективностi ремонтного обслуговування.
Показники
|
1995
|
1996
|
1997
|
1. Коефiцiiнт використання робiтникiв за квалiфiкацiiю, Крк
|
0,88
|
0,89
|
0,91
|
2. Коефiцiiнт використання робочого часу, Квчр
|
0,95
|
0,95
|
0,95
|
3. Коефiцiiнт частоти ремонтiв, Кчр
|
|
|
|
- ГПА
|
0,37
|
0,43
|
0,5
|
- компресорнi цилiндри ГМК
|
0,41
|
0,48
|
0,56
|
4. Коефiцiiнт використання верстатного парку ремонтного господарства (мех. майстернi ), Кек
|
0,93
|
0,93
|
0,95
|
5. Коефiцiiнт плановостi ремонтного обслуговуваня свердловин, Кпро
|
0,889
|
0,842
|
0,916
|
6. Коефiцiiнт частоти ремонтiв свердловин, Кчр
|
0,2
|
0,18
|
0,14
|
7. Коефiцiiнт експлуатацii, Ке
|
0,736
|
0,761
|
0,809
|
Проаналiзуiмо показники ефективностi ремонтного обслуговування за 3 роки - з 1995р. по 1997р.
Коефiцiiнт використання робiтникiв за квалiфiкацiiю зростаi на 0,01 в 1995р. i на 0,03 в 1997р. порiвняно з базовим роком. Це пояснюiться тим, що на протязi трьох рокiв зростаi середнiй квалiфiкацiйний розряд робiтникiв, причому сталими темпами, на 2,5% щорiчно. Тобто новi технологii, науково-технiчний прогрес, вимагають бiльшоi пiдготовленостi робiтникiв. У робiтникiв механiчноi майстернi i резерв пiдвищення квалiфiкацiйного розряду, щоб максимально наблизити його до розряду виконуваних робiт. З цiiю метою на пiдприiмствi проводиться велика робота по пiдвищенню квалiфiкацii робiтникiв.
Коiфiцiiнт використання робочого часу постiйний на протязi всього перiоду i становить 0,95. Це досить непоганий рiвень використання робочого часу, хоча i його можна покращити шляхом усунення непродуктивних витрат часу або зведення iх до мiнiмуму Це насамперед стосуiться механiчноi майстернi, покращити роботу якоi можна шляхом удосконалення вчасностi поставок матерiалiв, iнструментiв, транспортування, своiчасним наданням iнструкцiй, вказiвок тощо.
Коефiцiiнт використання верстатного парку механiчноi майстернi досить високий i за останнi роки збiльшився до 0,95. Вiн характеризуi рiвень екстенсивного використання верстатного парку механiчноi майстернi. Але так як механiчна майстерня недостатньо укомплектована для належного проведення ремонтних робiт деяких видiв обладнання, то iх якiсть невисока, що i пiдтверджують показники ефективностi ремонтного обслуговування таких видiв обладнання як ГПА i компресорнi цилiндри ГМК.
Розглянемо ефективнiсть ремонтного обслуговування свердловин, капiтальнi ремонти яких виконуi цех по КР свердловин. Якщо розглянути коефiцiiнт плановостi ремонтного обслуговування, то вiн в 1996 роцi знизився на 5,3% i склав 0,842. Це повтАЩязано насамперед з поганим матерiально-технiчним постачанням цеху. Але в 1997 роцi коефiцiiнт плановостi ремонтного обслуговування свердловин збiльшився на 3% порiвняно з базовим роком i на 8,3% порiвняно з 1996 роком. Це пояснюiться тим, що була доукомплектована бригада необхiдними iнструментами i кращою органiзацiiю працi. Треба вiдмiтити, що цех по КР виконуi свою роботу якiсно, так як i його пiдроздiли на мiсцях. Про це свiдчить те, що кiлькiсть ремонтiв, що припадаi на одну свердловину зменшуiться i частота ремонтiв в 1997 роцi складаi 0,14, що на 0,06 менше порiвняно з базовим. В результатi скорочення часу простоiв свердловин пiд час ремонту зросла кiлькiсть вiдпрацьованих св.-мiс. Це дозволило пiдвищити коефiцiiнт експлуатацii до 0,809, тобто на 9,9 %. Отже, ремонтне господарство пiдприiмства працюi досить ефективно про що свiдчать показники роботи цеху по КР свердловин та коефiцiiнти використання робiтникiв за квалiфiкацiiю i використання робочого часу. Про те i i негативнi сторони дiяльностi: зменшення тривалостi мiжремонтного перiоду i збiльшення частоти ремонтiв.
4. Заходи по удосконаленню органiзацii ремонтного обслуговування.
4.1. Удосконалення ремонтного обладнання шляхом впровадження системи регулювання складу сумiшi в цилiндрах ГМК-10 на КС.
Для нормального функцiонування пiдприiмства важливо пiдтримувати в нормальному станi компресорнi станцii. Багато часу i коштiв, що йдуть на ремонт КС, припадаi на ремонт компресорних цилiндрiв ГМК. З попереднього аналiзу видно, що робота цих цилiндрiв погiршуiться з кожним роком: зменшуiться тривалiсть мiжремонтного перiоду i збiльшуiться коефiцiiнт частоти iх ремонтiв. Справа в тому, що ГМК працюi з великим навантаженням i це приводить до нестабiльноi роботи двигунiв ГМК, яка проявляiться у збiльшеннi неiдентичностi роботи двигунiв - збiльшеннi непослiдовних циклiв робочого процесу в цилiндрах, яка не усуваiться регулюванням, проходить пiдвищення закоксування продуктивних i вихлопних вiкон цилiндрiв, проточноi частини турбiни - i, як результат, поломка цилiндра.
Але iснуi система регулювання складу сумiшi в цилiндрах, яка пiдвищуi надiйнiсть роботи ГМК, знижуi витрати на ремонти, скорочуi простоi устаткування при проведеннi ремонтiв. Робота системи грунтуiться на регулюваннi тиску повiтря наддуву шляхом вiдводу його частини з ресивера.
4.1.1. Методика оцiнки ефективностi запропонованого заходу.
Розрахунок економiчноi ефективностi проводиться за наступною формулою:
Е = Епч + Ер - 0,15К (19)
де Епч - економiчний ефект за рахунок скорочення розходу паливного газу.
Ер - економiя розходiв на ремонти.
К - капiтальнi витрати на модернiзацiю ГМК.
Економiя паливного газу визначаiться:
Епч = Цm * ΔQ (20)
де Цm - цiна газу.
ΔQ - економiя паливного газу.
Вплив впровадження даного заходу на основi показникiв дiяльностi пiдприiмства, а саме - ремонтного господарства визначаiться за такими формулами:
1. Зниження собiвартостi одного ремонту.
ΔС = ( 1 - Сt / С1 ) * 100 % (21)
де Сt, С1 - вiдповiдно собiвартiсть ремонту одиницi обладнання пiсля i до впровадження заходу.
2. Зменшення чисельностi працiвникiв, якi займаються ремонтом даного обладнання.
ΔЧ = (Ч * ΔР) / Р (22)
де Ч - чисельнiсть ПВП
Р - кiлькiсть ремонтiв до впровадження заходу
3. Збiльшення продуктивностi працi ремонтного пiдроздiлу.
ΔПр = ΔЧ/(Ч - ΔЧ) * 100 % (23)
4. Прибуток вiд зменшення витрат на проведення одного ремонту обладнання в рiк:
ΔП = ( С1 - Сt ) * n (24)
де С1, Сt - собiвартiсть ремонту одиницi обладнання пiсля i до впровадження заходу.
n - кiлькiсть ремонтiв обладнання пiсля впровадження заходу.
4.1.2. Розрахунок ефективностi впровадження системи регулювання складу сумiшi в цилiндрах ГМК-10 на КС.
Як було сказано застосування системи регулювання сумiшi знизить затрати на ремонти. Точна кiлькiсна оцiнка цього зниження затруднена, так як затрати на ремонтнi роботи визначаються великим числом факторiв - режимами роботи ГМК, атмосферними умовами, умовами експлуатацii, вiдпрацьованим моторесурсом ГМК, якiстю проведених ранiше ремонтiв. Разом з тим, усунення перебоiв в роботi цилiндрiв i пiдвищеного закоксування вiкон суттiво покращать надiйнiсть роботи ГМК. Для розрахунку приймемо, що впровадження СРС приведе до зменшення розходiв на ремонт на 5%.
Витрати на впровадження СРС склали - 594,37 грн.
Розрахунок:
1. Розхiд паливного газу, тис.м3 до впровадження СРС
1 ступiнь - 1045
2 ступiнь - 2007
3 ступiнь - 1035
Всього - 4087
2. Економiя паливного газу при впровадженнi СРС,%
1 ступiнь 4,5% - 47,025 тис.м3
2 ступiнь 3,7% - 74,259 тис.м3
3 ступiнь 5,8% - -60,03 тис.м3
Всього: 181,314 тис.м3
3. Витрати на ремонти, тис.грн - 10
4. Економiя на ремонтi, тис.грн - 10*0,05 = 0,5
5. Цiна паливного газу, грн/1000м3 - 0,00755
6. Економiчний 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 економiчний ефект, тис.грн: Е = 1,369 + 0,5 - 0,15*0,14859 = 1,84671
Даний розрахунок проведений за 1 квартал. Отже за рiк: Ер = 7,39 тис.грн (умовний рiчний ефект). Досвiд використання цього заходу показав високу його ефективнiсть, що дозволило збiльшити термiн експлуатацii компресорних цилiндрiв ГМК на 15% (збiльшилась надiйнiсть експлуатацii) i скоротити кiлькiсть ремонтiв з 14 до 12 в рiк.
Як вплинув цей захiд на показники ремонтного господарства пiдприiмства (згiдно формул 21-24):
1. Зниження собiвартостi одного ремонту:
Так як витрати на ремонт в рiк складають :
10*4 = 40тис. грн., а кiлькiсть ремонтiв в роцi 14, то:
до заходу: 40/14 = 2,85тис.грн.
пiсля заходу: (40 - 0,05*40)/14 = 2,71 тис.грн.
ΔС = (1 - 2,71/2,85)*100 = 4,9%
2. В результатi зменшення кiлькостi ремонтiв можна зменшити чисельнiсть працiвникiв, що займаються ремонтом у ГМК (чисельнiсть майстернi - 26 чол.)
ΔЧ = 26*(14-12)/14 = 3,7чол.
3. В результатi цього збiльшиться ПП ремонтного пiдроздiлу (майстернi):
ΔПр = (3,7/ 26 - 3,7)* 100 = 16,6%
4. Прибуток вiд зменшення витрат на проведення одного ремонту ГМК складе за рiк:
ΔП = (2,85 - 2,71)* 12 = 1,68 тис.грн.
Даний захiд також вплинув на показники ефективностi ремонтного господарства (табл.4.1.)
Таблиця 4.1. Покращенi показники ефективностi ремонтного господарства.
Показники
|
до заходу
|
пiсля заходу
|
1. Тривалiсть фактичного циклу роботи обладнання (цилiн. ГМК),год
|
15643
|
15643*1,15= 17989,45
|
2. Загальна кiлькiсть ремонтiв компресорних цилiндрiв ГМК,шт
|
14
|
14*2607,2/2998= 12
|
3. Кiлькiсть одиниць обладнання,шт
|
25
|
25
|
4. Тривалiсть мiжремонтного перiоду ГМК,год
|
2607,2
|
2998
|
5. Коефiцiiнт частоти ремонтiв
|
0,56
|
0,48
|
6. Тривалiсть простою обладнання в ремонтi, год
|
280
|
240
|
7. Кiлькiсть ремонтiв в ремонтному циклi
|
6
|
6
|
Отже,даний захiд дав змогу зменшити тривалiсть простою обладнання в ремонтi на 15%, збiльшити тривалiсть фактичного циклу роботи цилiндрiв на 2346,45 год, що збiльшило тривалiсть мiжремонтного перiоду до 2998 год, причому коефiцiiнт частоти ремонтiв зменшився на 0,08.
4.2. Скорочення кiлькостi ремонтiв агрегатiв ГПА шляхом попередження iх поломки встановленням системи захисту i дiагностики ремонтiв.
З попереднього аналiзу видно, що кiлькiсть ремонтiв ГПА збiльшуiться з кожним роком на 11,8%, що приводить до збiльшення перерозходу турбiнного масла, погiршення умов експлуатацii, збiльшення витрат на ремонтнi роботи. Як видно з аналiзу показникiв ефективностi ремонтного обслуговування, зменшуiться мiжремонтний перiод агрегатiв ГПА. Отже, на пiдприiмствi i необхiднiсть застосування заходiв, якi б покращили показники роботи ГПА.
В НГВУ тАЬНадвiрнанафтагазтАЭ встановлено 30 агрегатiв ГГН-25. Були випадки, коли агрегати експлуатувались без вiдхилень вiд контрольних параметрiв i при зупинцi iх експлуатацiйним персоналом для проведення технiчного обслуговування при оглядi бароскопом було виявлене значне iх пошкодження. Однак були i iншi випадки, коли огляд не виявляв порушень, а через деякий час агрегат зупинявся аварiйно по причинi пiдняття температури газу i високоi вiбрацii з появою чорного диму з вихлопноi шахти ГПА.
Створення системи захисту з вiбрацiйного стану ГПА ГТН-25 забезпечуi оперативнiсть постановки дiагностики агрегата i проведеня ремонтних робiт.
Впровадження системи захисту з вiбрацiйного стану дозволяi своiчасно вiдключити працюючий агрегат при перевищеннi рiвня вiбрацii допустимих значень i цим запобiгти значних механiчних поломок основних вузлiв ГПА i зменшити кiлькiсть ремонтiв на 20 %. Ефективнiсть вiд впровадження заходу досягаiться за рахунок змiни режиму наробки в мiжремонтний перiод, що вiдповiдно приводить до зниження витрат на ремонт на 2,5%.
Розрахунок проводиться з допомогою методики описаноi в пунктi 4.1.1.
Крiм цього використовуiться наступна формула:
Дохiд вiд впровадження аварiйного захисту ГПА ГГН-25:
Д = ( З1*(Nt/N1) - Зt ) *n (25)
де З1, Зt - вiдповiдно витрати на ремонт одного агрегату до i пiсля впроводження заходу;
N1, Nt - тривалiсть мiжремонтного перiоду (наробка в цей перiод) до i пiсля заходу;
n - кiлькiсть агрегатiв, на яких впроваджуiться захiд.
4.2.1. Розрахунок ефективностi впровадження даного заходу.
1. Середня вартiсть одного ремонту ГПА,
до заходу: 8,67 тис.грн.
пiсля: 8,67 - 8,67*0,025 = 8,45 грн.
2. Кiлькiсть ремонтiв агрегатiв в рiк до i пiсля впровадженого заходу:
до: 15 шт
пiсля: 15 - 15*0,2 = 12 шт
3. Кiлькiсть агрегатiв, на яких впроваджуiться система захисту: 30 шт
4. Тривалiсть мiжремонтного перiоду, год:
до: 3504
пiсля: 15*(3504/12) = 4380
5. Отже, дохiд вiд впровадження аварiйного захисту ГПА ГГН-25 визначаiться за формулою (25):
Д = ( 8,67 * (4380/3504) - 8,45) * 30 = 71,54 тис.грн.
6. В результатi зменшення кiлькостi ремонтiв в рiк, коефiцiiнт частоти ремонтiв зменшиться з 0,5 до 12/30 = 0,4.
7. Процент зниження собiвартостi ремонтiв складаi:
ΔС = (1 - (8,45/8,67) *100 = 2,5%
8. В результатi зменшення кiлькостi ремонтiв зменшуiться чисельнiсть ремонтникiв:
ΔЧ = (26*(15 - 12))/15 = 5,2 чол.
9. В результатi цього збiльшиться ПП механiчноi майстернi:
ΔПр = 5,2/(26 - 5,2)*100 = 25%
Отже, покращенi показники ефективностi ремонтного обслуговування занесемо в таблицю 4.2.
Таблиця 4.2. Покращенi показники ефективностi ремонтного господарства.
Показники
|
до заходу
|
пiсля заходу
|
1. Вартiсть одного ремонту, грн.
|
8,67
|
8,45
|
2. Кiлькiсть ремонтiв агрегатiв, шт в рiк
|
15
|
12
|
3. Тривалiсть мiжремонтного перiоду, год
|
3504
|
4380
|
4. Коефiцiiнт частоти ремонтiв
|
0,5
|
0,4
|
Отже, впровадження системи аварiйного захисту дало змогу зменшити кiлькiсть ремонтiв на 3, збiльшити тривалiсть мiжремонтного перiоду на 867 год. i зменшити коефiцiiнт частоти ремонтiв на 0,1, що принесе прибуток пiдприiмству на суму 71,54 тис.грн.
Висновки.
Ремонтне господарство i важливим пiдроздiлом пiдприiмства, який забезпечуi неперервний i нормальний хiд виробничого процесу.
В даному курсовому проектi розглянутi особливостi дiяльностi пiдприiмства, якi повязанi в основному з транспортом газу, виробнича структура пiдприiмства, матерiально-технiчна база i структура ремонтного господарства.
В другому роздiлi проекту описанi системи, методи, форми та способи ремонтiв.Треба вiдмiтити, що ремонтне господарство пiдприiмства вiдповiдаi системi ТО i ПР. Ремонтне обслуговування проводиться за змiшаною формою; механiчна майстерня використовуi, в основному, iндивiдуальний спосiб ремонту.
В результатi проведення аналiзу основних ТЕП було виявлено двi сторони: позитивну i негативну. Позитивним i те, що за 1995-1997 роки вiдбуваiться зростання прибутку пiдприiмства, зростання продуктивностi працi, що говорить про належну ефективнiсть використання трудових ресурсiв, а також зростання прибутку пiдприiмства. Негативною стороною i зростання собiвартостi транспортованого газу.
При розглядi динамiки обсягiв ремонтного обслуговування було виявлено, що вони збiльшуються в 1997 роцi за рахунок збiльшення ремонтiв як промислово-виробничих так i непромислових основних фондiв. Кiлькiсть капiтальних ремонтiв теж зростаi, при чому бiльше 70% всiх ремонтiв проводиться силами пiдрядних пiдприiмств.
Аналiз показникiв ефективностi ремонтного обслуговування допомiг вияснити проблеми що iснують при обслуговуваннi. Це в основному збiльшення коефiцiiнту частоти ремонтiв i зменшення тривалостi мiжремонтного перiоду обтАЩiктiв ГПА i компресорних цилiндрiв ГМК. Це зумовлено поганим матерiально-технiчним постачанням, низьким рiвнем оновлення обладнання ремонтних цехiв, що приводить до зниження якостi ремонтiв. Не зважаючи на це, коефiцiiнт використання робiтникiв за квалiфiкацiiю i коефiцiiнт використання робочого часу дисить високий. Краща ситуацiя при обслуговуваннi свердловин, де коефiцiiнт частоти ремонтiв падаi, збiльшуiться коефiцiiнт плановостi ремонтного обслуговування i збiльшуiться коефiцiiнт експлуатацii.
Для покращення роботи у ГМК i зменшення кiлькостi ремонтiв, збiльшення мiжремонтного перiоду пропонуiться удосконалити ремонт шляхом встановлення системи регулювання складу сумiшi в компресорних цилiндрах ГМК-10, що дозволить покращити iх роботу i вплине на показники ефективностi ремонтного господарства. Для скорочення кiлькостi ремонтiв ГПА пропонуiться встановити систему захисту i дiагностики ремонтiв, що зменшить коефiцiiнт частоти ремонтiв на 20% i принесе прибуток пiдприiмству на суму 71,54 тис.грн.
Список використаноi лiтератури.
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.РЖ., Федишин М.Д. Органiзацiя пiдготовки та технiчного обслуговування виробництвана пiдприiмствах нафтовоi i газовоi промисловостi. - РЖвано-Франкiвськ, РЖФДТУНГ, 1991.
4. Сыромятников Е.С., Победоносцева М.М., Зубарева В.Д., Шпаков В.А. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. - М: Недра, 1987.
Вместе с этим смотрят:
Организация секретарской службыОрганизация управления на частном предприятииОсновные методы и пути минимизации финансового рискаОсновные подходы в системном исследовании