7.8.Нормирование процесса добычи нефти и газа
Основное производственное подразделение цеха (промысла) по добыче нефти и газа - это бригада. При нормировании и оплате труда используются нормы выработки, нормы обслуживания и нормативы численности.
Нормы выработки устанавливают на одну скважину и для бригады, за которой закреплена группа скважин. Норма выработки на скважину (норма добычи на скважину) равна максимально достижимой в определённых производственно-технических условиях добычи нефти и газа за месяц, сутки.
Норматив численности на обслуживание оборудования и объектов добычи и на переходы к ним рассчитывается по формуле:
где Нч - норматив численности на единицу оборудования или объект;
Нвр - норма времени (средние фактические затраты) на каждую работу;
А — количество работы в год;
2Лвр * Л или Нвр * А - общая сумма нормированного времени на выполнение всех работ в год, чел.-мин.
Тем — средняя продолжительность рабочей смены;
Тт — подготовительно-заключительное время, необходимое на прием и сдачу вахты, запись в журнал, служебные разговоры по телефону, инструктаж;
72
Тф - количество дней обслуживания оборудования, равное для условий непрерывного производства 365 дням.
Набор работ, выполняемых на скважине, и частота этих работ зависят от способа эксплуатации, природно-климатических условий и так далее. Необходимая информация для количественного измерения затрат времени содержится в отраслевых сборниках нормативов численности и норм обслуживания.
Работа, выполняемая операторами по добыче нефти и газа при обслуживании наземного оборудования при глубинно-насосной эксплуатация скважин.
Внешний осмотр СКН, проверка нагрева полированного штока, редуктора, исправности канатной подвески, проверка заземлений, состояния всех ограждений (наружного, КШМ и др.).
Проверка подачи нефти глубинным насосом, снятие показаний манометров.
Проверка наличия масла в редукторе (с остановкой и запуском СКН).
Подтяжка текстропных ремней (с остановкой и запуском СКН).
Смена текстропных ремней в случае непригодности.
Подтяжка устьевого сальника СУСГ (ликвидация утечки жидкости).
Смена сальниковой набивки СУСГ (без стравливания затрубного газа, нормируется отдельно).
Протирка арматуры скважины от нефти, грязи.
Ликвидация замазученности территории вокруг устья скважины (вручную).
Мытье устьевого оборудования и станка-качалки.
а) паром
б) моющими средствами.
Подтягивание сальника пробоотборного крана (вентиля). Смена пробоотборного крана (вентиля) (со стравливанием газа, закрытием задвижки).
Смена сальниковой набивки пробоотборного крана (вентиля) (со стравливанием газа, отключением, запуском в работу).
Смена уплотнительных прокладок фланцевых соединений на устье скважины (со стравливанием газа, отключением, запуском в работу).
73
Проверка ключом состояния крепления задвижки и фланцевых соединений на устье скважины и на выкидной линии, подтягивание болтов фланцевых соединений.
Смена сальниковой набивки на задвижках устья скважины и выкидной линии.
Проверка состояния электродвигателя и пускового устройства.
Подтягивание сальников на задвижках устья скважины и выкидной линии.
Набивка смазки и задвижки (краны) фонтанной арматуры (обвязки устья скважины).
Проверка состояния задвижек в нефтяных и газовых колодцах на нефтепроводе.
Смена манометров (на буфере или на выкиде) - 2 манометра.
Проверка манометров контрольным прибором.
Подготовка скважины к исследовательским работам, к ПРС.
Проверка работы штанговращателя и его наладка.
Подвязка поводка штанговращателя, установка и крепление.
Участие в планировке площадок вокруг скважины механизированным способом.
Планировка территории вокруг устья скважины вручную.
Покраска арматуры вручную.
Покраска оборудования СК вручную.
Участие в уравновешивании СК передвижением роторных противовесов.
Участие в уравновешивании СК с изменением числа роторных противовесов.
Установка заглушки на задвижку (без стравливания газа).
-