Организация
текущего
ремонта
скважин

МОСКВА "НЕДРА"
1983
УДК 622.276.7:658

Организация текущего ремонта скважин/B.C. Лесюк, М.И. Тур-
ко, И.Е. Шевалдин, В.И. Воробец. М., Недра, 1983, 136 с.

Описана организация и система оперативного планирования
текущего ремонта нефтяных скважин. Приведены технологичес-
кие, организационные и экономические факторы, определяющие
число и качество ремонтов. Предложена методика выбора скважин
для планово-предупредительных ремонтов. Особое внимание уде-
лено управлению качеством выполняемых работ и совершенство-
ванию нормирования1 труда бригад текущего ремонта скважин.
Приведены формы оперативной документации.

Для инженерно-технических работников, занимающихся орга-
низацией ремонта и ремонтом скважин.

Табл. 37, ил. 20, список лит. - 21 назв.

Авторы:

В.С. Лесюк, М.И. Турко, И.Е. Шевалдин, В.И. Воробеи

Рецензент — инж. Н.П. Макаров (Министерство нефтяной промышленности)

2504030300 - 230

043 (01) - 83

163 - 83

© Издательство ’’Недра”, 1983
ПРЕДИСЛОВИЕ

Важнейшую роль в развитии народного хозяйства страны играют
нефть и газ. Добыча этих ценнейших полезных ископаемых связана с зат-
ратами больших материальных и трудовых ресурсов, немалая часть кото-
рых используется при текущем ремонте скважин.

Благодаря текущему ремонту поддерживается в работоспособном
состоянии весь механизированный фонд скважин, удельный вес которого
превышает 80 % в общем фонде скважин Миннефтепрома. На механизиро-
ванных скважинах проводится более 95 % всех текущих ремонтов, общее
число которых превышает 250 тыс. ремонтов в год. При таком большом
числе текущих ремонтов значительные резервы добычи нефти обеспечи-
ваются организацией и управлением текущего ремонта скважин. Органи-
зация текущего ремонта скважин должна обусловливать минимальный
простой скважин в ожидании ремонта и пребывание в нем, получение
дебита нефти, предусмотренного технологическим режимом, и достиже-
ние запланированного межремонтного периода.

Вопросы организации текущего ремонта скважин к настоящему вре-
мени рассмотрены в многочисленных статьях. В нцх в определенной мере
описаны направления совершенствования организации текущего ремонта.
Однако в этих публикациях освещены не все вопросы и, кроме того,
многие из рекомендаций имеют незаконченный характер.

В настоящей работе основное внимание уделено тем вопросам, кото-
рые, по мнению авторов, имеют первостепенное значение в организации
ремонтных работ.

Организация ремонта скважин рассматривается с позиций системного
подхода. С этой целью даны некоторые понятия системного анализа,
приведено дерево целей и критериев текущего ремонта скважин, которое
положено в основу всех рассматриваемых в работе вопросов.

Управление текущим ремонтом скважин, начиная с планирования его
объемов на предстоящий год и кончая анализом годовых результатов,
осуществляется путем выполнения определенных операций. Число этих
операций, последовательность их выполнения, исполнители и методичес-
кое обеспечение должны быть четко регламентированы. Для этой цели
авторы работы использовали метод организационных процедур, методи-
ка построения которых в нефтяной промышленности разработана
ВНИИОЭНГом [21 ]. Значительное внимание уделено вопросам методичес-
кого обеспечения процесса управления текущим ремонтом скважин,
среди которых центральное место занимает методика оперативного плани-
рования текущих ремонтов механизированных скважин, позволяющая
наряду с другими вопросами определять экономически целесообразные
сроки проведения планово-предупредительных ремонтов.

Известно, что дебит нефти механизированной скважины по мере
износа насосного оборудования снижается и наступает момент, когда
дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна. В это время следо-
вало бы провести текущий ремонт для восстановления дебита скважины
до первоначальной величины. Однако неизвестно, при каком дебите это
целесообразно сделать. Слишком ранние и поздние ремонты приводят
к увеличению недоборов нефти. В первом случае это связано с увеличе-
нием времени нахождения скважины в ремонте, а во втором - с эксплуа-
тацией скважины с низким дебитом.

На практике время проведения планово-предупредительного ремонта
определяется интуитивно. В литературе опубликован ряд методик по
этому вопросу. Однако они или очень сложны для практического исполь-
зования, или не учитывают всех факторов, определяющих экономическую
целесообразность планово-предупредительных ремонтов. В настоящей
работе предпринята попытка устранить эти недостатки и дать полную
методику оперативного планирования всех видов ремонтов.

Положительное влияние на улучшение организации ремонтных работ
оказывает применение укрупненных норм времени. Наряду с другими
преимуществами они облегчают переход на бригадную форму организа-
ции труда и заработной платы при текущем ремонте скважин. В связи
с этим в работе изложены методика расчета укрупненных норм време-
ни и порядок пользования этими нормами. При ее разработке устранены
недостатки ранее опубликованных методик.

Большое значение в улучшении организации ремонтных работ имеет
повышение их качества. Авторам представляется, что решить этот вопрос
можно только посредством внедрения комплексной системы управления
качеством труда во всех подразделениях, участвующих в текущем ремон-
те скважин. Система управления качеством текущих ремонтов состоит
из комплекса взаимосвязанных мероприятий, основные группы которых
освещены в последнем разделе работы.

Авторы будут весьма признательны всем, кто выскажет критические
замечания и полезные советы по существу рассматриваемых в книге воп-
росов.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ПО	- производственное объединение

УТТСТ - управление технологического транспорта и специальной техники

УПТО и КО - управление производственно-технического обслуживания и комплек-
тации оборудованием

КИВЦ	- кустовой информационно-вычислительный центр

ПОДИ	- производственный отдел добычи нефти

ОНОТ и УП - отдел научной организации труда и управления производством

НГДУ	- нефтегазодобывающее управление

УТТ	- управление технологического транспорта

ПТО	— производственно-технический отдел

ГО	- геологический отдел

ПЭО	- планово-экономический отдел

ООТ и 3	- отдел организации труда и заработной платы

ОТК	- отдел технического контроля

ЦИТС	- центральная инженерно-технологическая служба

БПО	- база производственного обслуживания

ЦДНГ	- цех добычи нефти и газа

ЦНПД	- цех поддержания пластового давления

ЦП PC	- цех подземного ремонта скважин

ЦК PC	— цех капитального ремонта скважин

ЦПКРС - цех подземного и капитального ремонтов скважин

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения
и ЭС

ЦАП	- цех автоматизации производства

ЦНИПР	- цех научно-исследовательских и производственных работ

ПДС	- производственно-диспетчерская служба

РМС	- ремонтно-механическая служба

ТИП	— трубно-инструментальная площадка

ИТР	- инженерно-технические работ:ники

ГТМ	- геолого-технические мероприятия

МТР	- материально-технические ресурсы

МРП	- межремонтный период работы скважин

КТУ	- коэффициент трудового участия

ПРС	- подземный ремонт скважин

КРС	- капитальный ремонт скважин

ОРЭ	- одновременно-раздельная эксплуатация

КСУКП - комплексная система управления качеством продукции

КСУКТ - комплексная система управления качеством труда

СБТ	- система бездефектного труда

БНП	— бездефектное изготовление продукции

СТП	- стандарт предприятия

ПЭУ	- погружная электроустановка

СШН	— скважинный штанговый насос

ГПН	- гидропор шн ев ой насос

ПЭД	- погружной электродвигатель
Глава I

ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ, ЦЕЛЬ И НАЗНАЧЕНИЕ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА
И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЕГО ЭФФЕКТИВНОСТИ

НЕКОТОРЫЕ ПОНЯТИЯ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА

ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Механизм управления производством в объединении должен быть
ориентирован на достижение комплекса целей по определенным критери-
ям. Цели выражают желаемое состояние объекта управления, а их крите-
рии — меру, с помощью которой отбираются те или иные средства дости-
жения целей.

Если обозначить цель, которая стоит перед текущим ремонтом сква-
жин, через Oj, а сумму средств, используемых для ее достижения, через
Mi, то ситуацию можно описать следующим образом:

-* О,- .	(1.1)

Сумма средств М; обычно дифференцируется на задачи, решением
каждой из которых занимаются определенные подразделения. Эти задачи
будут целями более низких уровней, чем О,-. Их можно обозначить через
О; , О, _ „ и т.д. и переписать формулу (1.1) в виде

0,-и-* °/-1 -*	О-2)

Ситуация, описанная формулой (1.2), представляет собой записанную
в общем математическом виде упорядоченную иерархию целей (дерева
целей), выражающую их соподчинение и внутренние взаимосвязи. Для
достижения целей можно использовать различные средства, имеющие
материальную форму или являющиеся способами организации деятель-
ности людей.

Весьма важен выбор критериев. От этого в наибольшей степени зави-
сит эффективность системного подхода. при организации ремонтных
работ. Выбрать критерий — это значит установить признак, по которому
определяется предпочтительность в отборе наиболее эффективных ме-
роприятий, направленных на успешное достижение цели. Критерии всех
целей должны увязываться в единую логическую систему. Это значит,
что критерии целей низшего уровня должны формулироваться исходя
из интересов следующего более высокого уровня и вести к желаемому
результату.

Формулируя критерий, очень важно понимать его отличие от цели,
не поменять их местами, так как от этого зависит эффективность организа-
ции ремонтных работ. Понятие цели близко к понятию задачи, а поня-
тие критерия — к понятию правила решения этой задачи. Сформулиро-
ванные цели и критерии систематизируют в виде дерева целей. Сущест-
Рис. L1. Схема редукции целей текущего ремонта скважин

вует два принципиально различных способа построения дерева целей:
с ориентацией на выпускаемую продукцию или на выполняемую функ-
цию. Каждый из этих способов служит для решения определенных классов
задач на основе различной исходной информации. Для текущего ремонта
скважин наиболее целесообразно использовать первый способ. Схема
редукции целей текущего ремонта скважин приведена на рис. 1.1, а содер-
жание целей и критериев в табл. 1.1. Выполнение сформулированных
в табл. 1.1. целей необходимо и достаточно для нормальной организации
текущего ремонта скважин, а их выполнение по сформулированным кри-
териям обеспечивает проведение ремонта качественно и своевременно.

Удовлетворение потребности в текущем ремонте скважин обеспечи-
вается:

спуско-подъемными операциями (цель 1.1);

ремонтом насосных установок (цель 1.2);

ремонтом труб и штанг (цель 1.3) ;

ремонтом и изготовлением защитных приспособлений и другого обо-
рудования (цель 1.4);

исследовательскими работами (цель 1.5) ;

очистными работами (цель 1.6) .

Все эти цели — более низкого уровня по сравнению с основной целью
текущего ремонта скважин (I) и в дереве целей и критериев расположены
во втором ярусе (рис. 1.1). Там же должна быть еще одна цель - воздей-
ствие на призабойную эону, но в связи с тем, что эти работы относятся
к операции капитального ремонта скважин, эта цель здесь не рассматри-
вается. В свою очередь каждая из целей 1.1 — 1.6 редуцируется на 2—4 це-
ли, которые на рис. 1.1 показаны в третьем ярусе. Выполнение цели 1.1
возможно при глушении скважин (цель 1.1.1), монтаже оборудования
Цели и критерий текущего ремонта скважин

Индекс цели	Цели	Критерии
		

Уровень руководства НГДУ и вышестоящего руководства

1	Удовлетворение потребности в те- кущем ремонте скважин  Уровень цехового р	Обеспечение своевременного и качест- венного ремонта скважин  уководства
1.1	Обеспечение выполнения объема спуско-подъемных операций	Спуск оборудования на заданную глу- бину в установленные сроки
1.2	Удовлетворение потребности в на- сосных установках	Ремонт оборудования качественно и в установленные сроки
1.3	Удовлетворение потребности в год- ных для эксплуатации трубах и штангах	Ремонт труб качественно и в установ- ленные сроки
1.4	Улучшение работы насосных уста- новок	Выполнение работ качественно и в ус- тановленные сроки
1.5	Определение параметров пласта и скважины	Получение данных для контроля и ре- гулирования разработки
1.6	Обеспечение чистоты забоя, спуска- емого в скважины оборудования и территории	Восстановление работоспособности подземного оборудования и площади фильтрации призабойной зоны сква- жины

Уровень бригад и звеньев

1.1.1	Создание противодавления на пласт	Предотвращение нефтегазопроявлений
		и снижения проницаемости призабой- ной зоны в процессе ремонта
1.L2	Приведение оборудования в рабо- тоспособное состояние	Установка оборудования в соответст- вии с правилами и в установленные сроки
1.1.3	Обеспечение технической исправно- сти и работоспособности подъемных агрегатов	Ремонт и обслуживание подъемников качественно и в установленные сроки
1.1.4	Обеспечение бригад текущего ре- монта оборудованием и инструмен- том	Ремонт оборудования и инструмента качественно и в установленные сроки
1.2.1	Удовлетворение потребности в на- сосах	Ремонт насосов качественно и в уста- новленные сроки
1.2.2	Удовлетворение потребности в ка- беле	Ремонт кабеля качественно и в уста- новленные сроки
1.2.3	Удовлетворение потребности в электродвигателях	Ремонт электродвигателей качествен- но и в установленные сроки
1.2.4	Обеспечение потребности в устрой- ствах гидрозащиты	Ремонт гидрозащиты качественно и в установленные сроки
1.3.1	Определение степени износа НКТ	Своевременное и качественное прове- дение дефектоскопии
1.3.2	Продление срока годности НКТ	Своевременное и качественное вы- полнение ремонтных работ
Продолжение табл. 1.1.

Индекс цели	Цели	Критерии
1.3.3	Определение годности НКТ	Своевременная и качественная опрес- совка
1.4.1	Изготовление оборудования мест- ных конструкций	Своевременное и качественное вы- полнение заказов
1.4.2	Ремонт подземного оборудования	Своевременное и качественное вы- полнение ремонтных работ
1.5.1	Определение гидродинамических па- раметров пласта	Качественное определение парамет- ров для контроля и регулирования
1.5.2	Установление технологического ре- жима работы скважин	Качественное определение режимных параметров
1.6.1	Очистка подземного оборудования	Восстановление работоспособности подземного оборудования
1.6.2	Очистка забоя скважины	Восстановление площади фильтрации призабойной эоны скважины
1.6.3	Очистка загрязненной территории	Предупреждение пожароопасности и загрязнения водоемов

(цель 1.1.2), ремонте и обслуживании подъемников (цель 1.1.3), ремонте
закрепленного оборудования и инструмента (цель 1.1.4). Цель 1.2 реду-
цируется на ремонт насосов, кабеля, электродвигателей и устройств
гидрозащиты (цели 1.2.1 — 1.2.4).

Потребность в годных эля эксплуатации трубах и штангах удовлет-
воряется их дефектоскопией, ремонтом резьбовых соединений и опрес-
совкой (цели 1.3.1 — 1.3.3).

Для улучшения работы насосов применяются различные конструкции
защитных приспособлений: газовые и песочные якори, штуцеры, фильтры
и т.д. Как правило, это оборудование изготовляется в условиях нефте-
газодобывающих управлений. Здесь же изготовляются и ремонтируются
некоторые виды ловильного инструмента, приспособления для промыв-
ки пробок и т.д.

Исследовательские работы (цель 1.5) включают исследование пластов
и скважин (цели 1.5.1 и 1.5.2).

Под очистными работами (цель 1.6) понимается очистка оборудова-
ния от парафина, солей и ржавчины, промывка песчаных пробок и очистка
территории от нефти и посторонних предметов. Выполнение цели 1.6 обес-
печивается подцелями 1.6.1 — 1.6.3.

На рис. 1.1 представлены три яруса редуцирования основной цели.
При необходимости редукцию можно было бы продолжить, но дальнейшее
дробление принципиальных дополнений в дерево целей и критериев
не внесет.
ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ТЕКУЩЕГО
РЕМОНТА СКВАЖИН

Выполнением целей текущего ремонта скважин занимается ряд под-
разделений, среди которых главную роль играют специализированные
цехи. В тех объединениях, в которых созданы управления по повышению
нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, текущие ремонты
выполняют входящие в состав НГДУ цеха текущего ремонта скважин.
В других объединениях, где такие управления не функционируют, ре-
монтными работами в скважинах занимаются цехи текущего (ЦПРС) или
текущего и капитального ремонтов скважин (ЦПКРС), организационная
структура этого цеха представлена на рис. 1.2. В случае производственной
необходимости бригады текущего и капитального ремонта и подготови-
тельные бригады объединяют в участки.

Силами цехов выполняются следующие цели: глушение скважин;
монтаж оборудования; ремонт закрепленного за бригадой оборудования
и инструмента; дефектоскопия труб, ремонт резьбовых, соединений,
опрессовка труб, очистка оборудования, очистка скважин и забоев, очист-
ка территории. В большинстве объединений цехи текущего и капитально-
го ремонтов скважин занимаются также ремонтом скважинных штанго-
вых насосов. Наиболее рациональной организацией работы цеха текущего
и капитального ремонтов скважин является такая организация, при ко-
торой каждую из вышеперечисленных целей выполняет специализирован-
ное звено или бригада. Но для этого в первую очередь нужен достаточный
объем работы для каждого специализированного звена или бригады.
В действующей организационной структуре цехов имеются, как правило,

Рис. L2. Организационная структура ЦПКРС
бригады текущего ремонта скважин, подготовительные бригады и ремонт-
но-механическая служба. Число бригад текущего ремонта скважин зависит
от объема работ, сменности работы, расстояния между месторождениями.
В состав подготовительной бригады, как правило, входят звенья по глу-
шению, промывке и обработке скважин, по обеспечению оборудованием
и инструментом, по монтажу и демонтажу оборудования.

Звено по глушению проводит глушение скважины для выполнения те-
кущего ремонта с использованием специализированной техники и мате-
риалов; для чего осуществляют: налив, слив и транспортирование жид-
костей для глушения, их закачку; сборку и разборку нагнетательных ли-
ний для глушения скважин; сборку и разборку выкидных линий; пони-
жение давления после глушения.

Звено по обеспечению оборудованием и инструментом выполняет пог-
рузку, разгрузку и транспортирование с базы на скважины и со скважин
на базу: насосно-компрессорных труб, штанг, скважинных штанговых на-
сосов, ловильного и другого инструмента, досок, бревен и т.д.

Звено по монтажу и демонтажу оборудования подготавливает терри-
торию для размещения оборудования и приспособлений для ремонта,
площадки под агрегат; осуществляет демонтаж и монтаж арматурной
площадки, осмотр и проверку кронблочной площадки, маршевых лест-
ниц, приемных мостков, устанавливает якори, заземление, фундамент
для подъемников; очищает наземное оборудование скважин и территорию
от нефти после завершения ремонтных работ.

В состав ремонтно-механической службы, как правило, входят звенья
по ремонту труб, штанговых насосов, инструмента и по дефектоскопии
труб и оборудования.

Кроме специализированных цехов текущего и капитального ремонтов
скважин, в текущем ремонте принимают участие управление технологи-
ческого транспорта, прокатно-ремонтный цех или участок по ремонту
ПЗУ, прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования и цех
научно-исследовательских и производственных работ.

Управление технологического транспорта непосредственно занимается
ремонтом и обслуживанием подъемников, а также, выделяет специаль-
ную технику и автотранспорт исполнителям других целей. Для ремонта
и технологического обслуживания подъемных агрегатов в управлениях
технологического транспорта имеются специализированные звенья.

Прокатно-ремонтный цех или участок по ремонту ПЗУ выполняет
ремонт центробежных электронасосов, кабеля, электродвигателей и гид-
розащиты. В некоторых районах (Татария и Башкирия) ремонт ПЗУ
осуществляют специализированные предприятия. Они выполняют эти
работы и для других нефтяных районов страны.

Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования выполняет
заказы по изготовлению запасных частей к инструменту, оборудованию
и приспособлениям, используемых при текущих ремонтах скважин, а в
некоторых НГДУ занимается также ремонтом скважинных штанговых
насосов. В последнем случае в составе цеха имеется специализированное
звено.
Цех научно-исследовательских и производственных работ в процессе
текущих ремонтов может проводить исследование пластов и скважин.

Таким образом, подразделения, обеспечивающие выполнение текуще-
го ремонта скважин, находятся в подчинении различных структурных
подразделений. Для успешного выполнения текущего ремонта скважин
необходимо четкое взаимодействие этих подразделений между собой.

РОЛЬ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА И ЕГО КЛАССИФИКАЦИЯ

Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс операций,
направленных на исправление и замену подземного оборудования, изме-
нение параметров его работы, очистку оборудования и забоя от песка,
парафина, солей и продуктов коррозии, а также на проведение исследо-
вательских работ с целью достижения заданного режима работы сква-
жин. Он призван обеспечить рациональную разработку нефтяных место-
рождений за счет своевременного и качественного проведения работ по
изменению режима эксплуатации скважин, изучению характера выработ-
ки продуктивных пластов, динамики пластового давления и т.д. Текущий
ремонт скважин — важнейший участок производственной деятельности
НГДУ. Он проводится на фонтанных, механизированных, компрессорных
и нагнетательных скважинах. Однако наибольшее число ремонтов (около
95 %) выполняется на скважинах, эксплуатируемых механизированным
способом. Из этих скважин в 1980 г. Миннефтепромом добыто 44,9 %
нефти. Удельный вес механизированного фонда в общем фонде скважин
имеет тенденцию к увеличению, а удельный вес добычи нефти из этого
фонда — к постепенному снижению, что объясняется ростом обводнен-
ности (табл. 1.2).

Без текущего ремонта скважин невозможно осуществить ни один
способ эксплуатации скважин. Это видно из перечня работ, выполняемых
при текущем ремонте, который включает операции с насосно-копрессор-
ными трубами, насосными штангами, насосами и работы, проводимые
в скважинах.

Работы с насосно-компрессорными трубами:

спуск или подъем однорядного, полуторарядного или двухрядного
лифта;

проверка и замена отдельных труб с дефектами или изношенными
резьбовыми соединениями, а также лифта в целом;

изменение типоразмера лифтовых труб или глубины подвески лифта;

очистка лифтовых труб от песка, парафина, солей и продуктов кор-
розии.

Работы с насосными штангами:

проверка или замена отдельных штанг и сальниковых штоков с дефек-
тами или изношенными резьбовыми соединениями, а также колонны
штанг в целом;

изменение типоразмера насосных штанг;
Динамика механизированного фонда скважин и добычи нефти
и жидкости из этого фонда, %

Показатель	1975 г.	1976 г.	1977 г.	1978 г.	1979 Г.	1980 г.
Удельный вес механизирован- ного фонда сква жин в общем фонде	-  81,6	81,4	81,4	82,4	82,2	81,8
Удельный вес механизирован- ной добычи в общей добыче: нефти	49,5	48,3	47,1	46,4	44,9	44,9
жидкости	66,0	66,1	55,3	67,3	67,8	68,8

ликвидация обрыва или отвинчивания штанг;

очистка штанг от парафина, солей и продуктов коррозии.

Работы с насосами:

спуск или подъем штанговых, гидропоршневых и погружных электро-
насосов;

проверка или замена СШН, ПЗУ, ГПН или их узлов;

изменение глубины подвески насоса или его типоразмера.

Работы с пусковыми и защитными приспособлениями:

спуск или подъем пусковых и защитных приспособлений;

проверка или замена пусковых и защитных приспособлений;

очистка защитных и пусковых приспособлений от песка, парафина,
солей и продуктов коррозии.

Работы, проводимые в скважинах:

проведение геолого-технических мероприятий;

проведение исследовательских работ;

очистка призабойной зоны от парафина, песка,солей и продуктов кор-
розии.	/

При проведении текущих ремонтов в большинстве случав сочетают
несколько видов работ.

Определенное значение имеет классификация текущих ремонтов, ко-
торая является основой для их планирования, учета и анализа. Наиболее
удачная классификация текущих ремонтов, сделанная В.А. Блажевичем
и В. Г. Уметбаевым [5], использована для разработки более совершенной
классификации. Разработанная с учетом дополнений и изменений такая
классификация приведена на рис. 1.3. Все ремонты разделены на три
группы: технологические, восстановительные и аварийные.

Технологические — это ремонты скважин, необходимость проведения
которых обусловлена условиями и способом эксплуатации скважин и
технологией разработки залежей и месторождений. Они подразделяются
Рис. 1.3. Классификация текущих ремонтов скважин

на ремонты по изменению способа эксплуатации скважин, технологическо-
го режима их работы, предупреждению осложнений и аварий с оборудо-
ванием и скважинами и ремонты с целью проведения исследовательских
работ.

Известны три основных способа эксплуатации скважин: фонтанный,
газлифтный и механизированный. Для поддержания пластового давления
используются нагнетательные скважины. Спуск или подъем оборудования,
проводимый с целью замены одного из вышеперечисленных способов
эксплуатации другим, а также для перевода добывающих скважин в наг-
нетательные или наоборот, представляет собой ремонт по изменению спо-
соба эксплуатации. К этим ремонтам относятся также ремонты по изме-
нению способа подъема жидкости (СШН на ПЗУ и т.д.).

К ремонтам по изменению технологического режима работы скважин
относятся ремонты по изменению глубины погружения насосов под
уровень жидкости, изменению их типоразмеров, спуску и замене глубин-
ных штуцеров.

Для предупреждения осложнений и аварий с оборудованием и скважи-
нами проводятся ремонты по спуску, проверке или замене пусковых
и защитных приспособлений (песочные и газовые якори, фильтры, пуско-
вые клапаны, пакеры и т.д.), проверке или замене насосно-компрессор-
ных труб и штанг, изменению типоразмеров труб и штанг, очистке под-
земного оборудования и забоя скважины от парафина, песка, солей и про-
дуктов коррозии.

К ремонтам по проведению исследовательских работ относятся ремон-
ты, связанные с подъемом труб или штанг. При этом могут выполняться
такие исследовательские работы, как прослеживание уровня, отбор
глубинных проб, замер пластового давления, изучение характера выра-
ботки продуктивных пластов, исследование профиля приемистости в наг-
нетательных скважинах и т.д.
Восстановительные — это ремонты, направленные на восстановление
или увеличение производительности скважин. Они подразделяются на ре-
монты по восстановлению режима работы скважин и ремонты по воздей-
ствию на призабойную зону скважин. Для восстановления режима работы
скважин проводится замена насосов, а для выполнения работ по воздейст-
вию на призабойную зону скважин - спуско-подъемные операции с труба-
ми и штангами.

Аварийные - это ремонты, проводимые с целью ликвидации осложне-
ний и аварий с насосными штангами, сальниковым штоком и устьевой
обвязкой.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА
СКВАЖИН

В качестве критериев оценки результатов работы бригад текущего
ремонта скважин по эффективному использованию фонда скважин при-
меняются следущие показатели: время нахождения скважин в ожидании
ремонтов; время пребывания скважин в ремонтах; межремонтный
период (МРП); накопленная добыча жидкости (нефти) за МРП; степень
соответствия дебита скважин после ремонта режимному.

Время нахождения скважин в ожидании ремонта представляет собой
продолжительность ее простоя с момента остановки до начала переезда
бригады текущего ремонта. По всему фонду скважин такое время опре-
деляется суммированием продолжительности простоя отдельных скважин,
ожидавших текущих ремонтов, за определенное время (месяц, квартал,
год).

Время пребывания скважины в ремонте представляет собой продол-
жительность ее простоя с момента начала переезда бригады текущего
ремонта до окончания демонтажа подъемного агрегата. По всему фонду
скважин это время численно равно балансу календарного времени рабо-
ты бригад текущего ремонта за определенное время (месяц, квартал,
год). При необходимости умножением среднего дебита скважин на время
их простоя в ремонте или его ожидания можно определять недобор нефти
по этим причинам. Под межремонтным периодом (МРП) понимают про-
должительность фактической эксплуатации скважины между двумя пос-
ледовательно проводимыми текущими ремонтами (включая время накоп-
ления жидкости):

М =	,	(1.3)

где С — число скважино-дней, отработанных за условный год (период) ;
П — число текущих ремонтов за то же время по всем действующим сква-
жинам.

Как известно, основным показателем, оценивающим влияние органи-
зации текущего ремонта на эффективность использования добывающего
фонда скважин, является МРП. С его увеличением должны сокращаться
затраты на ремонтные работы и увеличиваться накопленная добыча нефти
(жидкости) за этот период. Если сокращение затрат на текущий ремонт
при увеличении МРП (гп) не вызывает никаких сомнений, торост накоп-
ленной добычи нефти (бм) достигается не всегда. Это подтверждается гра-
фиками, приведенными на рис. 1.4. С увеличением МРП накопленная до-
быча жидкости за этот период или совсем не увеличивается, или же ее
прирост не превышает 6—7 %.

В объединении Белоруснефть по скважинам, оборудованным ПЭУ,
накопленная добыча жидкости за МРП при его увеличении возрастает
незначительно, а в отдельные периоды даже снижается. По скважинам,
эксплуатируемым СШН, с увеличением МРП накопленная добыча жид-
кости за этот период уменьшается. Такое же явление наблюдается и в дру-
гих объединениях. В нормальных условиях накопленная добыча нефти
растет при увеличении МРП (рис. 1.5, а), но эта закономерность может
нарушаться в основном по трем причинам.

Во-первых, из-за некачественных текущих ремонтов скважины могут
вводиться в эксплуатацию с дебитами ниже режимных. По таким скважи-
нам накопленная добыча жидкости (нефти) при большом МРП может
быть ниже добычи при меньшем МРП (см. рис. 1.5, б).

Во-вторых, через непродолжительное время после текущего ремонта
может произойти снижение дебита. Если в таким дебитом скважина
эксплуатируется длительное время, то накопленная добыча за большой
МРП также будет меньше, чем при работе с нормальным дебитом за не-
большой МРП (см. рис. 1.5,в).

В-третьих, проведение планово-предупредительных ремонтов в сроки,
отличающиеся от экономически обоснованных, также снижает накоплен-
ную добычу за МРП.

Таким образом, межремонтный период как показатель, без учета
отбора нефти (жидкости), не в полной мере характеризует эффективность
текущего ремонта. Поэтому для оценки влияния текущего ремонта на
эффективность использования механизированного фонда скважин, кроме
МРП, необходимо применять такой показатель, как накопленную добы-
чу жидкости (нефти) за МРП.

Накопленная добыча нефти (жидкости) за МРП (0М) представляет
собой добычу за время фактической эксплуатации скважины между
двумя последовательно проведенными текущими ремонтами (включая
время накопления жидкости):

См = 4 >	(14)

где Q — добыча нефти (жидкости) за условный год (период), т; П — чис-
ло текущих ремонтов за то же время по всем действующим скважинам.

Число ремонтов П при подсчете фактической величины QM берется
то же, что и при подсчете МРП, а добыча нефти Q — по тому же фонду
Рис. 1.4. Зависимость отбора жидкости от межремонтного периода НГДУ:

а - Черниговнефтегаз; б - Надворнаянефтегаз и Бориславнефтегаз; в - Речица-
нефть

скважин, что и число скважино-дней, отработанных для подсчета МРП.

Степень соответствия фактического дебита нефти режимному ст пред-
ставляет собой отношение фактического начального дебита нефти скважи-
ны (скважин) после ремонта к дебиту нефти, предусмотренному техно-
логическим режимом;

Рис. 1.5. Варианты зависимости отбора нефти (жидкости) от межремонтного перио-
Накопленная добыча нефти представлена заштрихованной площадью. Условия
эксплуатации скважин после ремонта:

а. - нормальные- б - введение в эксплуатацию с дебитом (q'Q) ниже режимного
в ^^еждевременное снижензе дебита после ввода в эксплуатацию

j/.Jj 3	i	17
где qQ — фактический начальный дебит нефти после текущего ремонта;
<7р — дебит нефти, предусмотренный технологическим режимом.

ПЛАНИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В КАЧЕСТВЕ КРИТЕРИЕВ
ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Для вычисления времени нахождения ск-важин в ожидании ремонтов
определяется среднегодовой простаивающий в ожидании ремонтов фонд
скважин ФПр. Планируемое время нахождения скважин в ожидании ре-
монтов в скважино-сутках

Во = 365 Фпр.	(1.6)

Для вычисления времени пребывания скважин в ремонте определяет-
ся плановое число ремонтов Р. Методика определения планового числа
ремонтов изложена в работе [7]. Планируемое время нахождения сква-
жин в ремонтах

Вр = Рт,	(1.7)

где т — средняя продолжительность одного текущего ремонта.

Межремонтный период планируется по видам скважин (нефтяные,
газовые, нагнетательные) и способам их эксплуатации (только нефтяные
скважины). Для этого необходимо знать планируемое число ремонтов
по способам эксплуатации скважин. Это число определяется по методи-
ке, предложенной Т.П. Ефимовой {7].

По каждому из механизированных способов эксплуатации скважин
планируемое число ремонтов разделяется на числа планово-предупреди-
тельных ремонтов и ремонтов после полного прекращения подачи.

Планово-предупредительный ремонт на каждой отдельно взятой сква-
жине необходимо проводить в определенный срок, так как при этом
достигается максимальная годовая добыча нефти из скважины. Плановую
величину МРП между двумя последовательно проводимыми планово-
предупредительными ремонтами рекомендуется определять с помощью
номограммы (рис. 1.6). Для пользования номограммой необходимо знать
начальный дебит нефти G?o), текущий дебит нефти (<?) и параметр (д).
Эти величины определяются как средние из данных по всем скважинам,
на которых проводились планово-предупредительные ремонты в прошед-
шем периоде. Порядок пользования номограммой (см. рис. 1.6) следую-
щий. На оси q0/q откладывают его значение. Из полученной точки прово-
дят линию, параллельную горизонтальной оси до пересечения с кривой а,
соответствующей имеющемуся значению а . Из полученной на кривой а
точки опускают перпендикуляр на ось гп, на которой находят искомое
значение МРП.

По ремонтам, проводимым после полного прекращения подачи насо-
са, плановую величину МРП определяют на основании сложившейся по
Рис. 1.6. Номограмма для определения межремонтного периода при планово-преду-
предительных ремонтах

этой группе ремонтов величины МРП в периоде, предшествующем плани-
руемому, с учетом увеличения МРП за счет повышения качества ремонтов.-

Зная МРП по профилактическим ремонтам и ремонтам после полного
прекращения подачи насоса, определяем плановую величину этого перио-
да (М) по каждому механизированному способу эксплуатации в отдель-
ности: по скважинам, эксплуатируемым СШН,

м.11. + М2П2
п, + п2

М =

(1.8)

по скважинам, эксплуатируемым ПЗУ,

мэ =

М31ПЭ1 + МЭ2ПЭ2

Пэ1 + П ,

32

(1.9)

где М] и Мэ( - межремонтные периоды при планово-предупредительных
ремонтах, проводимых на скважинах, оборудованных соответственно
СШН и ПЗУ; М2 и Мэ2 — межремонтные периоды при ремонтах после
полного прекращения подачи насоса, проводимых на скважинах, обору-
дованных соответственно СШН и ПЗУ; П( и ПЭ1 - планируемые числа
профилактических ремонтов скважин, эксплуатируемых соответственно
СШН и ПЗУ; П2 и Пэ2 — планируемые числа ремонтов после полного
прекращения подачи насосов скважин, эксплуатируемых соответственно
СШН и ПЗУ.
Рис. 1.7. Схематическое изображе-
ние изменения добычи нефти в
связи с изменением межремонтно-
го периода

Для фонтанных, газовых,газлифтных
и нагнетательных скважин планируемый
МРП определяется по формуле (1.3), в
которую подставляются планируемые
скважино-дни работы скважин данного
способа эксплуатации и планируемое
число ремонтов скважин данного способа
эксплуатации.

Плановая величина МРП по фонду
добывающих нефтяных скважин оп-
ределяется по формуле

Snc

где Мс — межремонтный период по
способам эксплуатации; Пс — число ремонтов по способам эксплуата-
ции.

Теперь рассмотрим порядок планирования накопленного отбора за
межремонтный период. Этот показатель имеет смысл только для насосных
скважин. Накопленную добычу за межремонтный период определяют
по формуле

(1.11)

+

где Q ~ достигнутая накопленная добыча в межремонтном периоде, пред-
шествующем планируемому; △£> — прирост накопленной добычи в связи
с увеличением межремонтного периода.

Прирост накопленной добычи A.Q определяется разницей площадей
' гп и Oqoq' ( 'п (Рис- L7>:

fn

△2 = J %(1-----------q0 (1--------------------— )dt,

°	T m	0	T fn

' о	7 о

где qo — начальный дебит нефти или жидкости после ремонта; ?п, ?п —
достигнутый и планируемый межремонтные периоды; 7^,	— достигну-

тая и планируемая теоретические продолжительности работы насоса
(время от пуска насоса в работу до его полного износа); m — показатель
степени, характеризующий форму кривой изменения дебита.

Проинтегрировав это уравнение, получим

/'(">+ О

△е = <70(г" - <) - % [—2-----------~

(т + 1)Т m

l.'(m+ 1)
п_________

(m +1) Tom
( Так как добыча за время T'Q - примерно равна добыче за время
TQ — tn и в начальный период после ремонта скважин значения функции
4 (О =М1-?т ) также приблизительно равны между собой, выраже-
о

ние для AQ можно записать следующим образом:

„ , 1

Подставив значение &Q в формулу (1.11), получим выражение для
определения добычи нефти за планируемый межремонтный период:

<?„ = сФ* фо<ii2>

Формула (1.12) справедлива для планирования накопленной добычи
жидкости (нефти) в случае отсутствия роста обводненности после ремон-
та по сравнению с базовым периодом.

Для расчета накопленной добычи нефти при росте обводненности фор-
мула (1.12) будет иметь следующий вид:

где △ п — ожидаемая величина роста обводненности, %.

Степень соответствия ожидаемого после ремонта дебита режимному
планируется в пределах 0,85—1. Разница между максимальным значением
степени соответствия, которая равна единице, и планируемой величиной
(например, 0,9) представляет собой возможную ошибку в определении
режимного дебита.

Глава II.

ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ ТЕКУЩИМ РЕМОНТОМ СКВАЖИН

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ ОБ ОРГАНИЗАЦИОННОЙ ПРОЦЕДУРЕ

Под технологией управления понимают порядок действия работников
в сочетании с переданной им техникой. Все действия работников по управ-
лению определенным технологическим процессом направлены на выпол-
нение следующих элементов управления: планирование, организация,
координация (регулирование), стимулирование (мотивация), анализ,
контроль (учет) . Наиболее приемлемой формой отражения последователь-
ности выполнения этих элементов при текущем ремонте скважин, как
и при других процессах, связанных с добычей нефти, является организа-
ционная процедура. Методика построения организационных процедур
в нефтяной промышленности впервые разработана ВНИИОЭНГом [21].
Порядковый
номер
операции

Содержание операции

Рис. 11,1. Схема операции организационной
процедуры

Исполнитель

Срок
выполнения

Результат
выпол-
нения

Организационная процедура - это комплекс необходимого числа
определенным образом упорядоченных операций, представленных соче-
танием нескольких (двух и более) компонентов процесса управления
(системы управления). Различают элементарные и сложные операции.
Под элементарной операцией понимается простая логически смысловая
работа, выполняемая одним работником или группой работников (при
коллективном выполнении). Все остальные операции являются сложны-
ми. Схема отдельно взятой операции показана на рис. II. 1. Она включает
следующие компоненты: порядковый номер, содержание операций, ис-
полнителя, время и результат выполнения.

Различают три вида организационных процедур: гипотетические, су-
ществующие и проектируемые.

Гипотетическая организационная процедура строится до ознакомления
с фактической технологией управления процессом. Она отражает сово-
купность операций и последовательность их выполнения в таком виде,
в каком они существуют в воображении исследователя.

Существующая организационная процедура строится после ознакомле-
ния с технологией управления процессом и отражает сложившееся число
операций и последовательности их выполнения.

Проектируемая организационная процедура направлена на совершен-
ствование технологии управления процессом. Она включает в себя рацио-
нальные операции из гипотетической и существующей организационных
процедур и новые операции, совершенствующие технологию управления
процессом.

Расположение позиций операций по горизонтали соответствует времен-
ной последовательности их выполнения, а размещение их по вертикали —
уровням иерархии управления.

На рис. II.2 представлена схема проектируемой организационной про-
цедуры управления текущим ремонтом скважин. При ее построении
использован опыт организации управления текущим ремонтом скважин
в производственных объединениях и отраслевые документы. Как указы-
валось выше, каждая из приведенных на схеме операций имеет порядко-
вый номер, содержание, исполнителя, время и результат выполнения.
На схеме показаны только порядковые номера операций, остальные
компоненты представлены в табл. II. 1 и II.2.

Для простоты изложения рассмотрим каждую из операций по элемен-
там управления (планирование, организация, координация, стимулирова-
ние, анализ и учет), хотя на практике эти элементы в большинстве слу-
чаев выполняются одновременно.
Рис. II. 2. Схема проектируемой организационной процедуры управления текущим
ремонтом скважин.

Кружками показаны операции организационной процедуры управления текущим
ремонтом скважин (см. табл. II.1. и текст), а прямоугольниками — основные взаи-
мосвязи процедур с другими процедурами (процессами). Основные взаимосвязи
с другими процедурами (процессами) : 1, 2 — с обслуживанием специальной техни-
кой и транспортом; 3, 4 — с обеспечением МТР; 5 — с оформлением документации
По скважине; б - с анализом годовых результатов работы; 7, 8 - с определением
плановой и фактической себестоимостей добычи нефти и газа; 9 - с обработкой
информации в КИВЦе объединения; 10 - с составлением сводки о работе бригад
текущего ремонта
Операции организационной процедуры управления текущим ремонтом
скважин

Номер опера- ции	Содержание операций	Исполнитель (отдел, должность	Результат выполнения
1	Расчет потребного числа текущих ремон- тов на планируемый год	ПТО, старший инженер	Расчет
2	Расчет возможного числа текущих ремон- тов на планируемый год исходя из воз- можностей ЦПКРС (ЦПРС)	ПТО, старший инженер	Расчет
3	Разработка мероприятий по совершенст- вованию организации и технологии теку- щих ремонтов, обеспечивающих сокраще- ние сроков и повышение качества ремон- тов	ПТО, начальник, старший инженер; ООТиЗ, началь- ник; ЦПКРС (ЦПРС), старший инженер	Мероприятия
4	Анализ расчетов и оценка возможности вы полнения требуемого'(числа ремонтов имеющимися бригадами с учетом выпол- нения мероприятий	ПТО, начальник, старший инженер	Результаты анализа
5	Принятие решения об изменении числа бригад текущего ремонта и подготовитель- ных бригад	НГДУ, начальник	Распоряжение (приказ)
6	Изменение численности работающих и фон- да заработной платы	ПЭО, старший экономист	Расчет
7	Определение числа текущих ремонтов для включения в годовой план геолого-техни- ческих мероприятий	ПТО, старший инженер	План текущих ремонтов
8	Расчет граничного дебита для распределе- ния скважин по группам	ЦДНГ, старший инженер	Граничный дебит
9	Составление перечня скважин, по кото- рым замена насоса проводится после пол- ного износа	ЦДНГ, старший технолог	Перечень скважин
10	Составление перечня скважин, по которым замена насоса проводится в порядке пла- ново-предупредительного ремонта	ЦДНГ, старший технолог	Перечень скважин
11	Утверждение плана текущих ремонтов в составе годового плана организационно- технических мероприятий	ПО, генеральный директор	План органи- зационно-тех- нических ме- роприятий
12	Доведение утвержденного плана текущих ремонтов до НГДУ (в состав е плана орга- низационно-технических мероприятий)	ПОДН, инженер	План меро- приятий
13	Установление плановых затрат на текущий ремонт скважин и других планово-оценоч- ных показателей	ПТО, старший ин- женер, ПЭО, стар- ший экономист	Показатели
14	Утверждение плановых показателей на год с помесячной разбивкой	НГДУ, начальник	Показатели
Номер опера- ции	Содержание операций I	Исполнитель  (отдел, должность)	Результат выполнения
15	Доведение утверждейных показателей с помесячной разбивкой до ЦПКРС (ЦПРС)	ПЭО, экономист	Показатели
16	Разработка и доведение годовых хозрас- четных показателей до бригад текущего ремонта	ЦПКРС (ЦПРС), старший инженер по нормированию	Задание
17	Сбор и передача информации об изменении режима работы скважин и прекращении подачи	ЦДНГ, операторы	Информация
18	Анализ информации и выяснение причин изменения режима работы скважин	ЦДНГ, старший технолог, старший геолог	Результаты анализа
19	Определение экономически целесообраз- ных сроков проведения планово-преду- предительных ремонтов	ЦДНГ, старший • технолог, старший геолог	Сроки ре- монтов
20	Занесение скважин, прекративших рабо- ту, в простаивающий фонд	ЦДНГ, технолог	Сводка про- стаивающего фонда
21	Составление перечня скважин,снизивших подачу, для включения в оперативный гра- фик текущих ремонтов	ЦДНГ, старший технолог, старший геолог	Перечень скважин
22	Установление очередности ремонта скважин	ЦДНГ, старший технолог	Очередность ремонта
23	Уточнение в случае необходимости месяч- ного плана текущих ремонтов	ЦДНГ, начальник ЦИТС, начальник ЦПКРС (ЦПРС), начальник ПТО, начальник ГО, начальник	Месячный план теку- щих ремон- тов
24	Утверждение уточненного месячного пла- на текущих ремонтов и доведение его до ЦПКРС (ЦПРС)	НГДУ, начальник ПЭО, экономист	Месячный план теку- щих ремон- тов
25	Составление оперативного графика теку- щих ремонтов, его согласование с ЦПКРС (ЦПРС) и передача в ЦИТС	ЦДНГ, старший технолог	Оперативный график
26	Подача заявок на ремонт подъемников, их заправку горючим	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Заявка по телефону (радио)
27	Корректировка оперативного графика те- кущих ремонтов, согласование и доведе- ние до ЦПКРС (ЦПРС)	ЦДНГ, начальник	Скорректи- рованный оперативный график
28	Составление оперативного графика работы подготовительной бригады, его согласова- ние и доведение до бригады	ЦПКРС (ЦПРС), заместитель на- чальника	Оперативный график
Номер опера- ции	Содержание операций	Исполнитель  (отдел, должность}	Результат выполнения
29	Корректировка оперативного графика ра- боты подготовительной бригады, его сог- ласование и доведение до бригады	ЦПКРС (ЦПРС), начальник, замес- титель начальника	Скорректиро- ванный опера- тивный гра- фик
30	Составление наряда-задания на ремонт, сог- ласование с ЦИТС и ЦПКРС (ЦПРС) и пе- редача в ЦПКРС (ЦПРС)	ЦДНГ, старший технолог, старший геолог	Наряд-зада- ние
31	Доведение до мастера добычи нефти основ- ного и скорректированного графика ре- монтов	ЦДНГ, технолог	График ремон- тов
32	Доведение до мастера текущего ремонта основного и скорректированного графика ремонта скважин и целей ремонта	ЦПКРС (ЦПРС), диспетчер	График ре- монтов
33	Проверка состояния обустройства вклю- ченных в график для проведения ремонтов скважин и организация дообустройства	ЦДНГ, мастер	Отклонения от схем обуст- ройства
34	Подача заявок на ремонт и доставку обо- рудования измерительных приборов, инструмента для спуско-подъемных опе- раций	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Заявка по те- лефону (ра- дио)
35	Составление укрупненного наряда на теку- щий ремонт	ЦПКРС (ЦПРС), старший инженер цеха, старший ин- женер по норми- рованию	Укрупненный наряд
36	Доведение до мастера плана-заказа и ук- рупненного наряда на текущий ремонт	ЦПКРС (ЦПРС), инженер по нор- мированию	План-закаа и укрупненный наряд
37	Сдача-прием скважин в ремонт	ЦДНГ, мастер ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Акт сдачи скважины в ремонт
38	Проверка готовности оборудования к про- ведению ремонтных работ	ЦПКРС (ЦПРС), комиссия	Акт готовно- сти
39	Запись сведений о ходе работ по текуще- му ремонту скважин	ЦПКРС (ЦПРС), мастер, оператор	Вахтовый журнал
40	Передача сведений о ходе работ по теку- щему ремонту скважины в НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), мастер, оператор	Сводка уста- новленной формы
41	Подача заявок на специальную технику для глушения и долина	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Заявка по те- лефону (ра- дио)
42	Подача заявок на проведение глубинных измерений в скважине	ЦПКРС (ЦПРС), мастер, старший геолог	Заявка по те- лефону (ра- дио)
Номер опера- ции	Содержание операций	Исполнитель (отдел, должность)	Результат выполнения
43	Подача заявок на специальную технику для депарафинизации оборудования или же на проведение этих работ	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Заявка по те- лефону (ра- дио)
44	Подача заявок на'специальную технику для очистки площадки и территории от нефти или же на проведение этих работ	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Заявка по те- лефону (ра- дио)
45	Анализ сведений о ходе ремонтных работ, выявление отклонений от запланированной технологии и их причин	ПТО, начальник, старший инженер; ЦПКРС (ЦПРС) , старший инженер; ЦИТС, начальник ЦИТС, начальник смены	Отклонение от запланиро- ванной техно- логии и их причины
46	Принятие решения по устранению откло- нений	НГДУ, главный инжздер	Решение
47	Доведение решения по устранению откло- нений до бригады	ПТО, старший инженер ЦПКРС (ЦПРС), старший инженер	План работ, распоряже- ние
48	Сдача-прием скважины после ремонта	ЦПКРС (ЦПРС), мастер; ЦДНГ, мастер	Акт сдачи скважины пос- ле ремонта
49	Сдача-прием территории скважины	ЦПКРС (ЦПРС), мастер; ЦДНГ, мастер	Акт сдачи скважины после ремон- та
50	Учет рабочего времени подготовительных бригад и передача данных учета в бухгал- терию НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Табель учета
51	Учет рабочего времени бригад текущего ремонта и передача данных учета в бух- галтерию НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), мастер	Табель учета
52	Передача данных учета труда машинистов подъемников в УТТ для оплаты	Бухгалтерия, бух- галтер	Ведомость, журнал учета
53	Оформление и представление укрупненно- го наряда на текущий ремонт	ЦПКРС (ЦПРС), мастер, инженер по нормированию, начальник цеха	Оформленный наряд
54	Оплата труда и материальное стимулиро- вание бригад текущего ремонта и подго- товительных бригад и учет затрат на оплату	Бухгалтерия; бух- галтер, кассир	Ведомость, журнал учета
55	Учет числа отремонтированных скважин и затрат времени на ремонт и передача дан- ных учета в ПЭО НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), инженер по норми- ров анию	Журнал уче- та
Номер опера* ции	Содержание операций	Исполнитель (отдел, должность	Результат выполнения
56	Составление справки о выполнении плана текущих ремонтов и передача в ПТО НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), старший инженер по нормированию	Справка
57	Определение стоимостных показателей те- кущего ремонта	Бухгалтерия, эко- номист	Показатели
58	Составление баланса календарного вре- мени	ЦПКРС (ЦПРС), экономист	Баланс ка- лендарного времени
59	Учет показателей текущего ремонта и пе- редача в КИВЦ объединения	ПТО, старший ин- женер	Журнал уче- та
60	Учет показателей работы бригад текущего ремонта и передача их в ОНОТиУП объе- динения	ООТ и 3, инженер	Журнал уче- та, сводка по телефону
61	Представление справки о выполнении пла- на текущих ремонтов в ПОДН объедине- ния	ПТО, старший ин- женер	Справка
62	Анализ информации о текущих ремонтах с целью выявления отклонений от уста- новленных заданий и их причин	ПОДН, старший инженер	Выявленные отклонения и их причины
63	Подготовка решений по обеспечению вы- полнения установленных заданий, вклю- чая обеспечение недостающими ресурсами	ПОДН, начальник УПТОиКО, началь- ник; УТТСТ, на- чальник	Приказ, распо- ряжение
64	Утверждение решения по обеспечению вы- полнения установленных заданий	ПО, генеральный директор	Приказ, рас- поряжение
65	Составление отчета о проведенных ре- монтах и передача в ГО и ПТО НГДУ	ЦПКРС (ЦПРС), старший геолог	Отчет
66	Внесение записей о текущих ремонтах в паспорта скважины	ГО, геолог	Запись в пас- портах
67	Анализ показателей и составление годовог отчета о текущих ремонтах	о ПТО, начальник, старший инженер; ПОДН, старший инженер	Годовой от- чет

Таблица П.2

Перечень основных документов, необходимых для выполнения операций
управления текущим ремонтом скважин

Номер опера* ДИЙ	Наименование документов	Номер приложении
3	Мероприятия по совершенствованию организации и тех- нологии текущего ремонта скважин	Приложение 1
15	Система планово-оценочных показателей цехов подзем- ного (текущего) ремонта скважин	Приложение 2
Номер опера- ций	Наименование документов	Номер приложений
16	Производственное задание бригаде текущего ремонта	Приложение 3
20	Сводка о состоянии добывающего фонда скважин	Приложение 4
21, 22	Перечень скважин по ЦДНГ для установления очередно- сти их текущего ремонта	Приложение 5
25	График движения бригад текущего ремонта скважин	Приложение 6
28	График работ по подготовке скважин к текущему ремон- ту	Приложение 7
30	План-заказ на текущий ремонт скважины	Приложение 8
37	Акт о приеме скважины в текущий ремонт	Приложение 9
38	Акт о готовности скважины к текущему ремонту	Приложение 10
39	Вахтовый журнал бригады текущего ремонта скважин	Приложение 11
48,49	Акт о сдаче скважины после текущего ремонта	Приложение 12
55	Журнал учета числа проведенных текущих ремонтов скважин и затрат времени на ремонт	Приложение 13
56	Справка о выполнении плана текущих ремонтов сква- жин за месяц	Приложение 14
59	Фактические показатели текущего ремонта скважин	Приложение 15
60	Сведения о выполнении заданий и социалистических обязательств бригадами текущего ремонта скважин	Приложение 16

ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ

Планирование начинается с расчета числа ремонтов на планируемый
год. Понятие ’’число ремонтов” следует рассматривать с двух позиций:
требуемое число и возможное число ремонтов. Требуемое число ремонтов
определяется условиями разработки месторождений, а также техникой
и технологией эксплуатации скважин. Возможное число ремонтов зависит
от уровня организации ремонтных работ, применяемых для их выполне-
ния техники и технологии, а также экономических факторов.

Сначала рассчитывается требуемое число ремонтов на предшествую-
щий год. Эту операцию выполняет производственный (производственно-
технический) отдел НГДУ в начале ноября текущего года (см. рис. П.2,
операция 1). Параллельно с этим производственный отдел определяет
число ремонтов, которое можно выполнить имеющимися бригадами теку-
щего ремонта скважин (операция 2). Одновременно с расчетами произ-
водственный (производственно-технический) отдел совместно с отделом
организации труда и заработной платы НГДУ и ЦПРС (ЦПКРС) разраба-
тывают мероприятия по совершенствованию организации и технологии
ремонтов (операция 3). Мероприятия должны обеспечивать сокращение
сроков и повышение качества ремонтов за счет использования внутренних
резервов НГДУ, а также на основе опыта работы родственных предприя-
тий. В целом они должны обеспечивать выполнение большего, по сравне-
нию с достигнутым, числа условных ремонтов при их высоком качестве.

В дальнейшем производственный (производственно-технический) от-
дел НГДУ детально анализирует расчеты требуемого и возможного числа
ремонтов, определяет, насколько сократится средняя продолжительность
ремонтов в результате внедрения мероприятий по совершенствованию
организации и технологии ремонтов, и с учетом этого проводит перера-
счет возможного числа ремонтов (операция 4). Если окажется, что даже
при повышении производительности труда имеющиеся бригады не в силах
справиться с необходимым объемом ремонтных работ или же число
бригад превышает необходимое, то результаты расчетов и мероприятий
представляются начальнику НГДУ, который принимает решение об изме-
нении числа бригад текущего ремонта и подготовительных бригад (опе-
рация 5). Решение может оформляться приказом, на основании которо-
го планово-экономический отдел НГДУ корректирует численность рабо-
тающих и фонд заработной платы (операция 6).

Все рассмотренные выше операции выполняются на протяжении
ноября месяца. После выполнения операций 1—6 производственный
(производственно-технический) отдел НГДУ определяет окончательное
число ремонтов, включаемое в годовой план организационно-технических
мероприятий (операция 7), который утверждается руководством или
советом производственного объединения в составе годового плана орга-
низационно-технических мероприятий (операция 11).

£ На основании утвержденных объединением годовых заданий планово-
экономический отдел НГДУ устанавливает плановые затраты на текущий
ремонт скважин и разрабатывает другие технико-экономические пока-
затели на год с помесячной разбивкой (операция 13).) Эти показатели
утверждаются начальником НГДУ (операция 14). Исходя из утвержден-
ных технико-экономических показателей ЦПРС (ЦПКРС) разрабатывает
для бригад текущего ремонта годовые производственные задания (опера-
ция 16). Параллельно с операциями 11 — 16 цех по добыче нефти и газа
(ЦДНГ) выполняют операции 8—10. По механизированному фонду сква-
жин проводится расчет граничного дебита для распределения скважин
по группам ремонтов (операция 8). Этот дебит соответствует дебиту,
при котором дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна. Сопо-
ставляя фактический дебит нефти при полностью исправном насосе (обыч-
но это начальный дебит нефти в первые дни после текущего ремонта)
с граничным дебитом, ЦДНГ составляет перечень скважин, на которых
заменить насос экономически целесообразно только после его полного
износа, а также перечень скважин, на которых экономически целесроб-
разно проводить планово-предупредительные ремонты (операция 10).
На протяжении года ведется постоянное наблюдение за изменением деби-
та нефти этих скважин. По мере необходимости такие скважины вклю-
чают в график текущих ремонтов. На этом заканчивается планирование
годовых объемов и технико-экономических показателей текущего район -
та скважин. Операции 7-16 выполняются в период от 1 декабря до 1 ян-
варя.

Перед началом каждого месяца, а также в течение его осуществляются
определенные операции, связанные с краткосрочным планированием
(месяц, декада и т.д.), основой для которого является информация об
изменении режима работы скважин и прекращении подачи (операция 17).
После уточнения и анализа этой информации по скважинам, снизившим
подачу, определяются экономически целесообразные сроки проведения
планово-предупредительных ремонтов (операция 19). Номера скважин,
для которых наступило время замены насосов, заносятся в список для
включения в оперативный график текущих ремонтов (операция 21). В
дальнейшем устанавливается очередность ремонта скважин, прекратив-
ших и снизивших подачу (операция 22).

Утвержденные на год с поквартальной разбивкой показатели (опе-
рация 14), а также имеющийся до начала месяца перечень скважин, тре-
бующих текущих ремонтов, и их очередность (операция 22) являются
основанием для составления или корректировки установленного в начале
года месячного плана текущих ремонтов (операция 23). Его составляет
или корректирует производственный отдел (ПО) с участием ЦДНГ,
ЦППД, ЦИТС и ЦПРС (ЦПКРС). Месячный план текущих ремонтов ут-
верждается главным инженером и главным геологом НГДУ в составе
плана организационно-технических мероприятий не позднее 30-го числа
месяца, предшествующего планируемому (операция 24).

Месячный план текущих ремонтов реализуется через оперативные
графики работы бригад текущего ремонта скважин. Такой график состав-
ляется ЦДНГ, согласовывается с ЦИТС и передается в ЦПРС (ЦПКРС)
каждые 3—5 дней (операция 25). Для каждой бригады текущего ремонта
в этом графике планируется не менее трех скважин.

В графике текущих ремонтов указываются номера бригад текущего
ремонта и скважин, которые эти бригады будут ремонтировать. На осно-
вании оперативного графика текущих ремонтов ЦПРС (ЦПКРС) составля-
ет оперативный график работы подготовительной бригады (операция 28).
В этом графике указывается номер подготовительной бригады, номера
ремонтируемых скважин, вид ремонта, фамилии мастеров текущего ре-
монта скважин, описание подготовительных работ и срок их выполнения.

На каждую скважину, номер которой занесен в оперативный график,
ЦПРС (ЦПКРС) составляет укрупненный наряд на текущий ремонт (опе-
рация 35). На этом заканчивается планирование текущих ремонтов.

ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Организация выполнения ремонтных работ начинается с доведения
утвержденных и согласованных планов, технико-экономических показа-
телей, графиков и т.д. до исполнителей. Производственный отдел добычи
нефти объединения доводит утвержденный план текущих ремонтов на год
до НГДУ (см. рис. II.2, операция 12). В свою очередь планово-экономи-
ческий отдел НГДУ представляет ЦПРС (ЦПКРС) плановые показатели
на год с помесячной разбивкой (операция 15). До каждой бригады теку-
щего ремонта ЦПРС (ЦПКРС) доводит годовые производственные зада-
ния (операция 16). Каждые 3—5 дней до бригад текущего ремонта дово-
дится оперативный график ремонта скважин (операция 32), а на каждую
скважину, номер которой занесен в оперативный график, составляется
план-заказ и укрупненный наряд (операция 36). Оперативный график
текущих ремонтов ЦДНГ доводится также до мастеров добычи нефти
(операция 31).

В сообщаемом мастеру текущего ремонта оперативном графике, кро-
ме номеров ремонтируемых скважин, указываются и цели ремонтов. Это
позволяет мастеру еще до получения плана-заказа подать заявку на ре-
монт и доставку оборудования, измерительных приборов, инструмента
для спуско-подъемных операций и материалов, необходимость в которых
определяется не конкретной скважиной, а видом выполняемого ремонта
(операция 34). После получения плана-заказа заявка может быть допол-
нена в части доставки насоса, труб, штанг, запорной арматуры, газовых
якорей, манометров и материалов, необходимых для выполнения работ,
указанных в плане-заказе.

До прибытия бригады на скважину проводится ее прием-сдача в ре-
монт. Скважину в ремонт передает мастер бригады добычи нефти, кото-
рая ведет ее эксплуатацию, а принимает мастер текущего ремонта. Прини-
мая скважину в ремонт, мастер текущего ремонта в зависимости от спо-
соба эксплуатации скважины проверяет исправность станции управления,
станка-качалки, электропусковой аппаратуры, ограждений движущихся
частей станка-качалки, задвижек фонтанной арматуры или устьевой об-
вязки, площадок для обслуживания устьевого оборудования, наличие
шпилек и гаек на фланцевых соединениях, состояние полированного што-
ка, степень загрязнения нефтью устьевого оборудования, планировку
приустьевой территории, загрязнение нефтью территории. Все замечания
по состоянию оборудования или территории фиксируются в акте о сдаче
скважины в ремонт и учитываются при сдаче скважин после ремонта.

Дальнейшая организация работ на скважине определяется планом-
заказом на ее ремонт. В процессе ремонта мастер подает заявки на обору-
дование для глушения и долива (операция 41), в случае необходимости —
на проведение глубинных измерений (операция 42), депарафинизацию
оборудования (операция 43), очистку приустьевой площадки и террито-
рии от нефти (операция 44).

Если депарафинизацию оборудования и очистку приустьевой площад-
ки и территории от нефти выполняет бригада текущего ремонта, то поря-
док выполнения операций 41, 43 и 44 такой: в производственно-диспет-
черскую службу цеха от мастера бригады, ремонтирующей скважину,
поступают заявки на специальную технику, которые передаются в управ-
ление технологического транспорта.

Если же депарафинизацию оборудования и очистку приустьевой пло-
щадки и территории от нефти проводит подготовительная бригада, то мас-
тер текущего ремонта передает в производственно-диспетчерскую службу
вместо заявки на специальную технику заявку на выполнение этих работ.

После выполнения ремонтных работ заказчику передается скважина
(операция 48) и территория (операция 49). Представитель заказчика
вызывается для сдачи скважины после ремонта при условии наличия пода-
чи жидкости насосом; герметичности лифта, устьевой обвязки или фон-
танной арматуры; отсутствия неисправных задвижек на устьевой обвяз-
ке или фонтанной арматуре; отсутствия загрязненности нефтью станции
управления, отанка-качалки, шкафа электропусковой аппаратуры, устье-
вой обвязки или фонтанной арматуры, а также территории вокруг устья
скважины, фундамента станка-качалки или станции управления на расстоя-
нии не менее двух метров. Если у представителя заказчика, вызванного
для приема скважины после ремонта, нет претензий, то операции 48 и
49 выполняются одновременно.

Сдача скважины после ремонта оформляется актом. Если скважина и
территория принимаются после ремонта одновременно, то в акте указы-
вается, что скважина принята окончательно. Если же территория не может
быть сдана заказчику одновременно с отремонтированной скважиной,
то в акте отмечаются имеющиеся замечания, а скважина принимается пос-
ле ремонта предварительно. Уборку территории подготовительная брига-
да проводит в трехдневный срок после окончания ремонта. Затем прово-
дится окончательная сдача скважины после ремонта, о чем делается отмет-
ка в ранее составленном акте о сдаче скважины.

Независимо от конкретной ремонтируемой скважины мастер текуще-
го ремонта по мере необходимости подает заявки на ремонт подъемни-
ков и их заправку горючим (операция 26).

АНАЛИЗ И КООРДИНАЦИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ
РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Анализ и координация (регулирование) при управлении текущим
ремонтом скважин неразрывно связаны между собой.

В цехах добычи нефти и газа постоянно анализируется информация
о работе фонда скважин и выясняются причины изменения режима их
работы (см. рис. II.2, операция 18). Результаты этого анализа являются
основой для корректирования месячного плана текущих ремонтов
(операция 23 и 24), которое проводится только в крайнем случае, при
этом годовой план числа текущих ремонтов не должен изменяться.

В производственных условиях появляется необходимость корректи-
рования оперативного графика текущих ремонтов (операция 27). Она
возникает в том случае, если после составления оперативного графика
в ожидание ремонта поступают скважины, показатель приоритета которых
(отношение разницы дебитов нефти после ремонта и до ремонта к време-
ни обслуживания) выше показателя приоритета скважин, ранее включен-
ных в график ремонтов. Оперативный график текущих ремонтов коррек-
тирует ЦДНГ по согласованию с ЦИТС и ЦПРС (ЦПКРС). Корректирова-
ние оперативного графика текущих ремонтов обусловливает изменение
графика работы подготовительной бригады (операция 29). В свою очередь

3—426
(ЦПРС) ЦПКРС и производственный (производственно-технический)
отдел НГДУ постоянно анализируют сведения о ходе работ по текущему
ремонту скважин, определяют причины отклонений от установленной
технологии ремонтных работ (операция 45) , на основании чего главный
инженер НГДУ принимает решения по устранению отклонений (опера-
ция 46). Эти решения доводятся до бригады (операция 44) и являются
обязательными для выполнения. Так проводится анализ и оперативное
регулирование технологии ремонтных работ на уровне цеха в НГДУ.

Анализ и оперативное регулирование ремонтных работ проводятся
также на уровне объединения. Ежемесячно между десятым и двадцатым
числами производственный отдел по добыче нефти анализирует текущую
информацию о ходе ремонтных работ для определения отклонений от
установленных заданий и их причин (операция 62), подготавливает пред-
ложения по обеспечению выполнения установленных заданий, включая
обеспечение недостающими ресурсами (операция 63), которые затем
утверждаются генеральным директором объединения или его заместите-
лем в виде приказа, распоряжения, указания (операция 64). В подготов-
ке предложений, кроме производственного отдела по добыче нефти,
принимают участие УПТОКиКО и УТТСТ.

По истечении года производственный (производственно-технический)
отдел НГДУ проводит анализ показателей текущего ремонта. Результаты
анализа освещаются в годовом отчете НГДУ (операция 67). Такой же
анализ по всем НГДУ проводит производственный отдел добычи нефти
объединения.

СТИМУЛИРОВАНИЕ (МОТИВАЦИЯ) ЧИСЛА И КАЧЕСТВА РЕМОНТОВ

В организационной процедуре управления текущим ремонтом скважин
стимулирование числа и качества ремонтов реализуется посредством опе-
рации 54 (см. рис. II.2), предусматривающей оплату труда и материаль-
ное стимулирование бригад текущего’ремонта и подготовительных бри-
гад. Основанием для этого служит отработанное рабочими время и офор-
мленный наряд на текущий ремонт. Система стимулирования влияет на
заинтересованность рабочих и инженерно-технических работников в окон-
чании ремонта заданного числа скважин, сокращении продолжительности
ремонтов, увеличении межремонтного периода, уменьшении стоимости
ремонтов, вводе скважин из ремонтов с дебитами, соответствующими
технологическому режиму.

Известно, что стимулирование бывает моральное и материальное. Сис-
тема материального стимулирования должна отвечать, как минимум, трем
требованиям.

Во-первых, показатели и условия премирования должны как можно
полнее оценивать выполнение подразделением или отдельными исполни-
телями поставленных перед ними задач и их вклад в выполнение выше-
стоящей цели. Так, вклад бригад текущего ремонта скважин в выполне-
ние плана добычи нефти и газа НГДУ наилучшим образом оценивается
такими показателями, как время (в скважино-днях) нахождения скважин
34
в текущих ремонтах и в их ожидании, межремонтный период, добыча
нефти из скважины за этот период.

Во-вторых, при использовании в системе материального стимулиро-
вания технико-экономического показателя, являющегося результатом
работы многих подразделений, желательно учитывать долю влияния каж-
дого из них на достижение такого показателя, а не его величину в целом.
Это особенно необходимо при новой организации производства и управ-
ления, которая предусматривает установление четкого распределения
функций между производственными звеньями и требует дифференциро-
ванного подхода к оценке их влияния на конечные результаты производ-
ственной деятельности. Примером может служить установление в качест-
ве показателя или условия премирования цехам НГДУ, в том числе и
ЦПРС (ЦПКРС), коэффициента эксплуатации скважин. Этот показатель
не является эффективным для премирования, так как характеризует
влияние всех цехов на сокращение простоя скважин в целом, а не каждого
в отдельности. Дифференцированно оценить степень влияния цехов НГДУ
на сокращение простоев скважин можно в том случае, если вместо коэф-
фициента эксплуатации для премирования использовать время нахожде-
ния скважин в ожидании ремонтов и в ремонтах. Такой показатель дол-
жен устанавливаться не только ЦПРС (ЦПКРС), а всем цехам НГДУ, кото-
рые проводят ремонтные работы на скважинах, при выполнении которых
или в ожидании которых скважины простаивают. Все эти простои скважин
представляют собой допустимую величину снижения ДКЭ от максимально
возможного коэффициента эксплуатации скважин, равного единице:

ДКЭ = 1 - Кэ,

где Кэ — плановая величина коэффициента эксплуатации скважин.

Допустимая величина снижения ДКЭ представляет собой отношение
суммарной месячной нормы времени на ремонтные или профилакти-
ческие работы, сопровождающиеся простоями скважин, к календарному
времени. Она зависит от числа подразделений, влияющих на коэффициент
эксплуатации:

ДКЭ = ДКЭ| + ДКЭ, + ДКЭ, + ... + ДКЭИ,
j	J 1	л 2	j j	л»»

где ДКЭ1, ДКЭ2, . . . , ДКЭП — допустимые нормы снижения максимально-
го значения коэффициента эксплуатации для ЦДНГ, ПРЦЭО, ЦПКРС и т.д.

Каждая из этих величин представляет собой отношение месячной,
квартальной или годовой нормы времени на ремонтные или профилакти-
ческие работы, выполняемые данными подразделениями, в течение кото-
рого скважины будут простаивать, к календарному времени. Именно эти
величины следовало бы планировать, учитывать и использовать в качестве
одного из показателей или условий премирования. Так как эти величины
очень небольшие, приходилось бы учитывать их не менее чем до пятого
знака. Поэтому более удобно каждому подразделению устанавливать
на планируемый период суммарные нормы времени на ремонтные или
Группировка простоев скважин

Шифр про- стоев	Наименование простоев скважин	Цех
01	Простои, связанные с обслуживанием скважин (об- рыв скребков, закупорка нефтепроводов парафи- ном и т.д.)	ЦДНГ
02	Простои из-за отсутствия электроэнергии и в ожи- дании ремонта электрооборудования	ПРЦЭО и ЭС
03	Простои из-за ремонта электрооборудования и ли- ний электропередач	ПРЦЭО и ЭС
04	Простои, связанные с ожиданием ремонта нефте- промыслового оборудования	ПРЦЭО
05	Простои, связанные с проведением ремонта назем- ного нефтепромыслового оборудования	ПРЦЭО
06	Простои, связанные с ожиданием скважинами капи- тального ремонта	ЦПКРС
07	Простои, связанные с проведением капитального ре- монта скважин	ЦПРС (ЦПКРС)
08	Простои, связанные с ожиданием скважинами теку- щего ремонта	ЦПКРС
09	Простои, связанные с проведением текущего ремон- та	ЦПКРС
10	Простои, связанные с ожиданием ремонта средств ав томатизации производства и КИП	ЦАП
11	Простои, связанные с ремонтом средств автоматиза- ции производства и КИП	ЦАП
12	Прочие простои	Кроме цехов БПО и ЦАП

профилактические работы на скважинах и их ожидание, а описанную ме-
тодику использовать для проверки правильности планирования. Суть про-
верки заключается в том, что в случае непревышения этих норм времени
каждым подразделением в отдельности будет обеспечено достижение
запланированного коэффициента эксплуатации.

Описанный порядок планирования коэффициента эксплуатации требу-
ет разработки соответствующей системы учета простоев скважин. Для
этого все простои скважины, связанные с ремонтами и профилакти-
ческими работами, группируются по соответствующим шифрам. В один
шифр входят простои, связанные с работой одного подразделения. При-
мер такой группировки показан в табл. П.З. В суточном рапорте о работе
фонда скважин указывается соответствующий шифр простоя.

В-третьих, система материального стимулирования должна нацеливать
каждого отдельно взятого работника на повышение качества его работы.
Показатели и условия премирования работников, занятых на выполнении
и обслуживании текущего ремонта скважин

Наименование профессий рабочих, категорий ИТР	Показатели премирования	Условия преми- рования
Рабочие-сдельщики, занятые	За окончание ремонта скважин в	Выполнение опера-
на текущем ремонте сква-	срок и ускорение по сравнению с	тивного графика
жин, включая машинистов	нормативной продолжительностью	ремонта скважин
подъемников	в зависимости от категории слож- ности работ  За выполнение и перевыполнение нормы отбора жидкости (нефти) за МРП	бригадой
Рабочие подготовительных	За выполнение и перевыполнение	Выполнение плана-
к текущему ремонту сква-	заданий по подготовке скважин	графика ремонта
жин бригад	к текущему ремонту  За выполнение и перевыполнение нормы отбора жидкости (нефти) за МРП	скважин
Рабочие, занятые на хими- ческой обработке (интенси - фикации добычи) скважин	За выполнение и перевыполнение плана по химической обработке (интенсификации) скважин Непревышение норм времени на- хождения скважин в обработках	
Рабочие (слесари-ремонтни-	За выполнение заявок и заданий	Выполнение цехом
ки, электрогазосварщики),	на ремонтные работы и обслужи-	плана-графика ре-
занятые на ремонте и обслу- живании оборудования бри- гад текущего ремонта в по- левых и стационарных ус- ловиях	вание оборудования	монта скважин
Электромонтеры, занятые	За выполнение заявок и заданий	Выполнение плана-
обслуживанием бригад те-	по подключению и профилактике	графика ремонта
кущего ремонта скважин	оборудования бригад текущего ремонта сйважин	скважин
Слесари УТТ, занятые ре-	За непревышение и снижение нор-	Выполнение коэф-
монтом и обслуживанием	мативного времени обслуживания	фициента техничес-
подъемных агрегатов	и ремонта подъемников	кой готовности парка подъемников
ИТР и служащие, занятые	За выполнение и перевыполнение	Выполнение плана-
в текущем ремонте сква-	плана добычи нефти и газа по НГДУ графика текущего	
жин	За непревышение и снижение пла- новых затрат на текущий ремонт в себестоимости 1 т добытых неф- ти и газа	ремонта скважин цехом  Выполнение нормы отбора жидкости (нефти) за МРП
Для всех рабочих, ИТР и слу жащих, занятых в текущем	- Интегральный показатель качест- 1 ваработы	

ремонте скважин
В положениях о премировании работников ЦПРС (ЦПКРС) большинства
НГДУ фигурирует формулировка ”за качественное выполнение работ”.
Однако ни в одном из них нет определения о качестве ремонта. Обычно
под качественным выполнением ремонта понимается работа скважины
не менее 48 ч после его проведения и получение после ремонта дебита
нефти, предусмотренного технологическим режимом. Но это далеко не
полное и не совершенное определение. Дело в том, что за 48 ч работы
после ремонта только из части скважин, и то высокопроизводительных,
скважинные насосы могут отобрать закачанную при глушении жидкость.
Из скважин с низкой производительностью откачка этой жидкости насо-
сом превышает 48 ч работы. Поэтому по части скважин получить данные
об истинном дебите нефти за такой короткий срок работы не представля-
ется возможным. Правильнее было бы, если бы этот срок устанавливал-
ся в каждых конкретных условиях объединениями или НГДУ.

Говоря о качестве текущего ремонта в целом, следует сказать, что
этот вопрос необходимо рассматривать глубже и шире, что будет сделано
в главе V настоящей работы. Рекомендуемые показатели и условия мате-
риального стимулирования подразделений, занятых в текущем ремонте
скважин, приведены в табл. II.4.

Показатели и условия премирования могут быть основными и допол-
нительными. Во всех случаях в качестве дополнительного показателя
премирования следует применять интегральный показатель качества ра-
боты. Определение этого показателя, порядок его планирования и расче-
та изложены в главе V. Выбор основного или дополнительного условия
премирования зависит от условий конкретного НГДУ.

КОНТРОЛЬ И УЧЕТ В ПРОЦЕССЕ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН

Контроль и учет начинаются с записи скважин, прекративших подачу,
в простаивающий фонд, ожидающий текущих ремонтов (см. рис. II.2,
операция 20).

После получения оперативного графика текущих ремонтов мастер
добычи нефти проверяет обустройство включенных в график скважин
(операция 33). На каждой ремонтируемой скважине комиссия ЦПРС
(ЦПКРС) проверяет готовность к проведению ремонтных работ (опера-
ция 38). Как правило, в эту комиссию входит старший инженер цеха
(старший мастер, начальник участка), специалист по ремонту ПЗУ и
мастер бригады, проводящей ремонт. Комиссия дает разрешение на про-
ведение работ, которое оформляется актом.

В процессе ремонта в вахтовый журнал записываются сведения о ходе
ремонтных работ (операция 39). Записи вносятся за каждую смену опера-
тором или мастером текущего ремонта, их содержание передается в про-
изводственно-диспетчерскую службу ЦПРС (ЦПКРС) (операция 40),
которая в свою очередь направляет полученную информацию в централь-
ную инженерно-технологическую службу. Ежедневно ведется учет рабо-
чего времени рабочих подготовительных бригад и бригад текущего ремон-
та, включая машинистов-подъемников. Два раза в месяц данные учета
передаются в бухгалтерию для оплаты (операции 50, 51 и 52). На каждый
ремонт закрывается укрупненный наряд (операция 53).

За каждый месяц цех ПРС (ПКРС) определяет число отремонтирован-
ных скважин и затраты времени на каждый ремонт (операция 55), состав-
ляет справку о выполнении месячного плана, которую представляет в
производственный (производственно-технический) отдел НГДУ (опера-
ция 56). После проверки эта справка направляется в производственный
отдел добычи нефти объединения (операция 61).

По данным работы бригад текущего ремонта за месяц нормативная
служба ЦПРС (ЦПКРС) или планово-экономический отдел НГДУ состав-
ляет баланс календарного времени работы бригады (операция 58), а бух-
галтерия НГДУ определяет затраты на текущий ремонт скважин (опера-
ция 57). Учет показателей текущего ремонта скважин ведется в производ-
ственном отделе (число скважино-ремонтов , продолжительность и стои-
мость одного ремонта, межремонтный период) и в планово- экономичес-
ком отделе НГДУ (производительное время, численность, фонд заработ-
ной платы, затраты). Данные учета за каждый месяц передаются в КИВЦ
или в информационно-вычислительное бюро объединения (операция 59).
Наряду с этим отдел труда и заработной платы НГДУ ведет учет состояния
выполнения заданий и социалистических обязательств текущего ремонта
и передает их в отдел НОТиУП объединения (операция 60).

Кроме справки о числе ремонтов, ЦПРС (ЦПКРС) составляет ежеме-
сячный отчет о проведенных ремонтах и представляет его в геологичес-
кий и производственно-технический отделы НГДУ (операция 65). В отчете
дается краткое, но достаточно полное описание каждого из проведенных
текущих ремонтов. Содержащиеся в этом отчете данные геологический
отдел НГДУ использует для внесения необходимых записей в паспорта
скважин (операция 66).

Учет позволяет получить необходимые данные для оплаты труда и
материального стимулирования работников ЦПКРС, а также для анализа
и регулирования процесса управления текущим ремонтом скважин.

Глава III.

МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЦЕССА
УПРАВЛЕНИЯ ТЕКУЩИМ РЕМОНТОМ СКВАЖИН

При описании технологии управления. текущим ремонтом скважин
рассмотрены операции, которые необходимы и достаточны для управле-
ния текущим ремонтом скважин в системе нефтегазодобывающего объе-
динения. Большинство операций являются простыми (утверждение, дове-
дение, учет и т.д.). Порядок выполнения таких операций понятен из
их содержания и специального описания не требует. В данной главе рас-
сматривается методическое обеспечение тех операций управления теку-
щим ремонтом, выполнение которых основано на математических мето-
дах, за исключением методического обеспечения выполнения операций,
связанных с нормированием труда по укрупненным нормам. Оно рассмот-
рено в отдельной главе.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ /

Существует два метода определения числа текущих ремонтов на пла-
нируемый год: по межремонтному периоду и коэффициенту частоты
ремонтов. Более точным является определение планируемого числа
ремонтов по коэффициенту их частоты. Методика такого расчета разра-
ботана Т.И. Ефимовой [7]. По этой, методике натуральный показатель
’’число ремонтов” на планируемый год определяется по формуле

п

Пил = S фэпл*ч,	(П1.1)

где Фэпл — планируемый добывающий фонд скважин по видам оборудо-
вания; К — коэффициент частоты ремонтов скважин, определяемый по
формуле = П/Фэг ( П — фактически выполненное в предшествующем
планируемому периоде число ремонтов скважин по видам оборудования;
Фэг — фактический среднегодовой фонд скважин по видам оборудования
в предшествующем планируемому периоде).

При необходимости рассчитанное по формуле (III.1) число ремонтов
корректируется за счет мероприятий по улучшению режима работы сква-
жин.

Наряду с натуральным показателем ’’число ремонтов” используют по-
казатель ’’условный ремонт”. Один и тот же вид ремонта в разных нефтя-
ных районах страны и даже на различных месторождениях одного и того
же района при одинаковой технике, технологии и организации его прове-
дения имеет различную продолжительность. Это прежде всего объясняется
различными глубинами подвески насосов и условиями, в которых работа-
ет подземное оборудование. Поэтому натуральный показатель ’’число
ремонтов” непригоден для сравнения результатов работы бригад текуще-
го ремонта скважин различных районов, а иногда одного и того же района,
так как искажает производительность их труда. Этот недостаток устра-
няется при использовании показателя ’’условный ремонт”. Он позволяет
привести каждый вид текущего ремонта различных нефтяных районов
к одинаковым условиям. Переход от натурального числа ремонтов к усло-
вным проводится с помощью переводных коэффициентов. Оценка выпол-
ненного объема работ по ремонту нефтяных скважин с помощью показате-
ля ’’условный ремонт” впервые была разработана и применена в системе
объединения ’’Куйбышевнефть” и в настоящее время представлёна в ви-
де Методических указаний применения коэффициентов трудоемкости для
планирования и оценки объемов работ текущего ремонта нефтяных
скважин по показателю ’’условный ремонт”, утвержденных Министерст-
вом нефтяной промышленности 30 октября 1974 г.

По формуле (III. 1) определяется требуемое число ремонтов. Возмож-
ное число ремонтов, которое можно выполнить имеющимся числом
бригад, определяется по формуле

Пв = Б/т,	(Ш.2)

где Б - ожидаемый баланс календарного времени работы бригад текуще-
го ремонта скважин в планируемом году; т - средняя продолжительность
одного текущего ремонта.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРЕБУЕМОГО ЧИСЛА БРИГАД

Если окажется, что даже при повышении производительности труда
имеющиеся бригады не в силах справиться с необходимым объемом
ремонтных работ, или же в НГДУ окажутся лишние бригады, то необходи-
мо определить оптимальное число бригад на предстоящий год. Такое
число бригад можно определить двумя методами. Первый из них описан
Т.Н. Ефимовой [7]. По этому методу оптимальное число бригад опреде-
ляется по формуле

р _ р _ р _ р

Бо = --------«——ЛЕ------0°"- ,	(Ш-3)

где Р — плановое число ремонтов, включая ремонты, необходимые для
вывода скважин из простоя; Рн - число ремонтов, которые можно вы-
полнить за счет сокращения непроизводительного времени; Рпр - число
ремонтов, которые можно выполнить за счет сокращения простоев и уве-
личения производительного времени бригад; Рпов - повторное число
ремонтов; Q - среднее число ремонтов, приходящееся на одну бригаду
при принятом среднем коэффициенте сменности работы бригад.

Более точные результаты при определении оптимального числа бригад
текущего ремонта скважин дает применение методов теории массового
обслуживания. Однако все опубликованные методы расчетов по этой
теории позволяют определить необходимое число бригад для обеспечения
ремонта только простаивающих скважин. В это же время скважины
необходимо ремонтировать не только при выходе в простой, но также и
при снижении дебита до определенной величины. При прочих равных усло-
виях в этом случае необходимо иметь несколько большее число бригад
текущего ремонта скважин. Метод решения задачи в такой постановке
изложен в работе [18]. Однако ее автор решает эту задачу исходя из то-
го, что планойо-йреДупредйтельные ремонты необходимо проводить
на всех без НскЛк)Чеиия скважинах. С учетом экономической целесооб-
разности это не так. Особенность изложенного ниже метода расчета числа
бригад текущего ремонта заключается в том, что он учитывает потреб-
ность в бригадах для ремонта как простаивающих скважин, так и сква-
жин, ожидающих планово-предупредительных ремонтов.

Расчет по предлагаемой методике начинается с определения ежесуточ-
ной средней плотности выхода скважин в ожидание ремонта X:
W + N2T2 + ••• + NnTn

(III.4)

T

где Nt, N2, . . . , Nn~ число скважин, ожидающих ремонта; Т\, Т2, ... ,
Т — число днай, когда выходило в ремонт одинаковое число скважин;
7^- рассматриваемый период времени, например год.

Для определения оптимального числа бригад текущего ремонта вы-
числяется ежесуточная средняя потребность в ремонте простаивающих
скважин N и ежесуточная средняя потребность скважин в планово-
предупредительных ремонтах Х2. Методика определения числа скваЖин,
требующих проведения планово-предупредительных ремонтов, будет
изложена в дальнейшем.

Затем определяется среднее число простаивающих в очереди скважин
п, ожидающих бригад текущего ремонта (не считая скважин, обслуживае-
мых в данный момент) при различном числе бригад текущего ремонта S,
и среднее число бригад т, ожидающих скважины для проведения ремонта

	(Хт)2 ч	+ ат)5	2  С .С f ( 1	\
	2'		АГ	5
		5! (1 -	
S [1 + Хт +	(Хт)2	(Хт)5"1	(Хт)2	(Хт)5-1
		+ . .	. . +			Хт+2	+. . . + (5-1)	
	2!	(5 - 1) !	2!	(5 - 1) !

(Хт)2	(Хт)5 -1	(Хт)5 -1 Хт

1 + Хт +---- + . . . +------+-------------------

2!	. (5-1)	(5 - 1) ' 5 - Хт

где т - продолжительность текущего ремонта, сут.

Так же как и параметр X, величины пт т определяются отдельно для
простаивающих скважин (л , т ) и скважин, ожидающих планово-пре-
дупредительных ремонтов (и2, т2).

В качестве оптимального принимают то число бригад, при котором
потери (П) от простоя скважин в ожидании бригад и бригад в ожидании
скважин будут минимальными. В общем случае потери определяются
по формуле

(III.7)

П = П, + П + П ,
1	2	3

где П1 — потери при простаивании скважин в ремонте, руб.; П2 —потери
при простаивании скважин в очереди на ремонт, руб.; П3 — потери при
простаивании бригад текущего ремонта, руб.

Потери от пребывания скважин в ремонте



(III.8)
где а — коэффициент эффективности скважины, учитывающий увеличе-
ние производительности соседних с простаивающей скважин за счет интер-
ференции; q — средний дебит нефти простаивающей скважины, т/сут;
С - себестоимость добычи тонны нефти, руб.

Методика определения коэффициента эффективности скважины при
увеличении ее дебита изложена в работе [19]. Эту методйку определения
а можно использовать и для расчета недоборов нефти, так как при оста-
новке скважины, в пласте проходят обратные процессы, т.е. дебит реаги-
рующих соседних скважин увеличивается. Этот коэффициент при опреде-
лении оптимального числа бригад текущего ремонта не учитывается в том
случае, если месторождения разрабатываются на режиме растворенного
газа или же скважины на месторождениях эксплуатируются фонтанным
способом с ограниченными дебитами.

За время одновременного обслуживания каждой бригадой одной сква-
жины в ожидании ремонта выйдет г простаивающих скважин и а2 т
скважин будет ожидать проведения планово-предупредительных ремон-
тов.

Потери от пребывания в очереди простаивающих скважин за время г
составят

П = С a q п г,

2	11

По скважинам, ожидающим планово-предупредительных ремонтов,
недобор нефти за время т представляет собой разницу между добычей
нефти, которую можно получить за это время при их работе с восстанов-
ленным дебитом, и добычей нефти за то же время без проведения планово-
предупредительного ремонта.

. Исходя из экономической целесообразности, планово-предупредитель-
ные ремонты обычно проводят при снижении первоначального дебита
на 30-40 %. Следовательно, потери от пребывания в очереди скважин для
планово-предупредительных ремонтов за время т будут равняться

П2' = 0,3 aq	т.	(III.10)

Потери от простоя бригад в очереди составят

П3 = С2 Пт,	(III.il)

где С2 — стоимость 1 сут работы бригады текущего ремонта, руб.

Подставив в формулу (III.7) значения П2, П2, П2 и П3, получим фор-
мулу для определения суммарных потерь.

При ремонте простаивающих скважин

П = [С, aq (S + й,) + С2 mjr.	(111.12)

При ремонте скважин, ожидающих планово-предупредительных ремон-
тов,
Рис. III. 1. Номограмма для определения числа простаивающих в очереди скважин

П = [Cj aq(S + 0,3 и^) + С2 т2]т.	(Ш.13)

Потери за время обслуживания вычисляются для различного числа
бригад текущего ремонта. Оптимальное число бригад определяется по
минимальным потерям.

Нетрудно заметить, что расчет величин п и т по формулам (III. 5 и
III.6) сложный. Его можно упростить, если для расчета числа простаиваю-
щих в очереди скважин и бригад построить номограммы функции
п = f (X', т, S) и т =	(X, т, S). Для построения номограмм (рис. III. 1

и III.i) выбраны пределы изменения продолжительности текущих ремон-
тов г 0,5—5 сут, ежесуточной средней плотности выхода скважин в ожи-
дание ремонта X 1,5—3,5 скв/сут и числа бригад текущего ремонта 5 3-15
бригад. Вычисление значений функции п = / (X, т, 5) и m = f2 (X, т, 5)
проводится на ЭВМ. По построенным номограммам значение пит опре-
деляется в зависимости от параметра X т и заданного числа бригад текуще-
го ремонта 5. Учитывая, что в пределах 0 < п < 1 наращивание значений
/ (X, т, 5) небольшое, нижняя часть номограммы для определения п
(см. рис. III. 1) построена в увеличенном масштабе.

Порядок определения оптимального числа бригад текущего ремонта
при пользовании номограммами следующий. По формуле (III.4) опре-
деляется ежесуточная средняя потреб-
ность в ремонте простаивающих скважин
Х( и скважин, требующих проведения
планово-предупредительных ремонтов
Х2. При этом значения X определяют за
календарный год, что позволяет учесть
летние и зимние условия эксплуатации
скважин.

Средняя продолжительность одного
ремонта т определяется по фактическим
данным предшествующего периода. Имея
значения X , X и т, вычисляют произ-
ведения Х(т и Х2т. На номограмме (см.
рис. III. 1) из точек на горизонтальной
оси, в которой Х(т и Х2т равно вычис-
ленным значениям, восставляют перпен-
дикуляры до пересечения с кривыми S.
Проекция точек пересечения перпенди-
куляров с кривыми S на ось п соответ-
ствуют числу находящихся в очереди
скважин и И2 в зависимости от имею-
щегося числа бригад текущего ремонта.

По тем же величинам X, т и X т на
номограмме (см. рис. III.2) определяет-
ся число бригад в очереди ffi 2 и тП .
Порядок определения тот же, что и при
определении параметра И. Полученные по
номограммам параметры П и m исполь-

Рис. 111.2. Номограмма для опре-
деления числа простаивающих в
очереди бригад

зуют для определения оптимального числа бригад текущего ремонта. Для
этого пользуются формулами (III. 12 и 111.13) ,-по которым рассчитывают
потери при работе различного числа бригад.

Общее оптимальное число бригад текущего ремонта определяется
суммированием оптимального числа бригад для ремонта простаивающих

скважин и проведения планово-предупредительных ремонтов.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ
ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН

Для поддержания уровня добычи нефти замена или восстановление
подземного оборудования в механизированных скважинах проводятся
в основном в двух случаях: во-первых, при его внезапном (аварийном)
выходе из строя (обрыве штанг, труб, срыве насоса из замковой опоры
и т.д.); во-вторых, при естественном износе, повлекшем за собой сущест-
венное снижение дебита скважины. Необходимость проведения текущих
ремонтов в первом случае очевидна, и их планирование никаких затрудне-
ний не вызывает, за исключением установления очередности ремонта при
одновременном отказе оборудования в нескольких скважинах. Задача
намного усложняется во втором случае, когда необходимо решать, при
каком снижении дебита по сравнению с первоначальным экономически
целесообразно восстанавливать производительность скважины, т.е. про-
водить профилактический ремонт. Сложность задачи заключается в том,
что при планировании срока проведения профилактического текущего
ремонта на конкретной скважине должны быть учтены такие факторы,
как обеспечение максимального годового объема добычи нефти из этой
скважины, непревышение затрат на текущий ремонт, достижение запла-
нированного межремонтного периода и реальные годовые возможности
бригад текущего ремонта конкретного НГДУ.

Таким образом, оперативное планирование текущих ремонтов сква-
жин заключается в их подборе для проведения профилактических ремон-
тов и в установлении очередности ремонта всех скважин (с отказавшим
оборудованием и снизивших подачу).

Вопросы оптимизации текущего ремонта скважин решались различны-
ми авторами [1, 6, 17 и др.]. Большинство из них рассматривали эту зада-
чу, исходя из минимальной себестоимости добычи нефти или же макси-
мальной прибыли. Наиболее полно оптимизация текущих ремонтов рас-
смотрена в работе [9]. В ней решена задача определения числа текущих
ремонтов, учитывающая выполнение заданного уровня добычи нефти с
минимальной себестоимостью. Оптимальный межремонтный период
авторы работы [9] также предлагают определять по величине прибыли.
Недостатком этих методов является неучет, кроме прибыли, ряда других
факторов, о которых сказано выше.

ОСНОВА ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ
МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Работу каждой насосной скважины, на которой проводятся планово-
предупредительные ремонты, можно представить в виде графика
(рис. Ш.З) зависимости отбора нефти от времени работы скважины
Гп и продолжительности ремонтов t . Каждая из заштрихованных площа-
дей представляет собой добычу нефти из скважины между двумя теку-
щими ремонтами. Линия, ограничивающая каждую из площадей сверху,
представляет собой кривую изменения дебита нефти, описываемую по
А.Н. Адонину [2] в большинстве случаев формулой
Рис. III.4. Графическое изображе-
ние изменения дебита насосной
скважины:

I - m = 1; 2 - т — 2; 3 - m = 3

Рис. 111.5. График изменения дебита
жидкости скв. 6 Леляковского мес-
торождения

где q — текущий дебит нефти скважины в любой момент времени между
двумя ремонтами, т/сут; qQ — начальный дебит нефти после ремонта,
т/сут; t — время, прошедшее с момента ввода скважины в работу из те-
кущего ремонта, сут; TQ — теоретическая продолжительность работы
насоса (время от пуска насоса в работу после текущего ремонта до его
полного естественного износа), сут; т — показатель степени, характери-
зующий форму кривой изменения дебита, имеющий в большинстве случа-
ев значения 1, 2, 3.

Схематически наиболее часто встречаемые кривые изменения дебита
насосной скважины изображены на рис. Ш.4. Эти кривые подтверждают-
ся фактическими графиками изменения дебита (рис. III.5 и III.6). Заштри-
хованная область (см. рис. П1.3) представляет собой недобор в добыче
нефти между двумя ремонтами. Задача заключается в том, как уменьшить
этот недобор, т.е. более интенсивно использовать насосные скважины.
Для этого текущий дебит нефти необходимо было бы поддерживать на
уровне, близком к значению q0. Теоретически такую задачу можно ре-
шить двумя путями: спуском в скважину насоса, способного поддержи-
вать дебит нефти на уровне qQ, или же частым проведением текущих
ремонтов. Первый путь практически неосуществим. При увеличении
числа ремонтов растет недобор нефти за время нахождения скважин в
ремонтах. Другими словами, число ремонтов на каждой конкретно взятой
скважине должно быть оптимальным.

Рис. Ш.6. График изменения дебита жидкости
скв. 222 Долинского месторождения
Оптимального числа ремонтов можно достигнуть при наличии мето-
дики, позволяющей определить время проведения планово-предупреди-
тельных ремонтов. Эту задачу можно решить с помощью экономико-
математической модели, построенной на базе уравнения (Ш.14). Для
определения сроков проведения текущих ремонтов в этом случае необ-
ходимо знать начальный дебит нефти после текущего ремонта qQ, теоре-
тическую продолжительность работы насоса Го и показатель степени
т, характеризующий форму кривой. Из перечисленных параметров труд-
ноопределимой является теоретическая продолжительность работы насоса.

Уравнение (III. 14) можно с достаточной для практических целей точ-
ностью заменить уравнением следующего вида:

Я = % е а '

(III.15)

где а - параметр, характеризующий темп изменения дебита скважины
после текущего ремонта. Остальные обозначения те же, что и в форму-
ле (Ш. 14).

При использовании в экономико-математической модели уравнения
(III. 15) сроки проведения планово-предупредительных ремонтов несколь-
ко сокращаются, что уменьшает недобор нефти из-за несвоевременного
проведения ремонтов.

На основании уравнения (Ш.15) построим экономико-математичес-
кую модель добычи нефти из насосной скважины за некоторый период
времени, исходя из необходимости проведения планово-предупредитель-
ных ремонтов. В качестве основной цели z принимаем прибыль, получен-
ную от добытой из скважины нефти за рассматриваемый период времени.
Это достигается в результате выбора оптимального межремонтного перио-
да. Для построения модели введем обозначения: t — время (как аргу-
мент) ; гп - межремонтный период, сут; г - продолжительность одного
текущего ремонта, сут; ' Т - рассматриваемый период времени, сут;
<70 - начальный дебит скважины после ремонта, т/сут; q - текущий дебит
нефти скважины в любой момент времени между двумя ремонтами,
т/сут; Qx — объем добычи нефти за межремонтный период, т; Q2 - по-
тенциальная добыча нефти за межремонтный период при условии, что
дебит нефти qQ не снижается, т; С — себестоимость добычи 1 т нефти,
руб.; Вр - стоимость одного текущего ремонта, руб.; В - стоимость
1 сут ремонта скважины, руб.

Целевая функция задачи запишется в следующем виде:

z = —£— [С О - (С △(? + BD) ] -* max.

>п + т	Р

В этом уравнении (рис. III.7)

(III. 16)

△ 2 = Q2 - Q,-
Рис. II1.7. Геометрическая интерпретация ус-
ловий, принятых при построении экономико-
математической модели. Накопленная добыча
нефти:

- при работе реального насоса; Q2 - при
работе идеального насоса

В свою очередь:

Qi = /П e-atdt,

Q2 = 40('п + О-

Подставив значения и Q2 в уравнение (III. 16), получим

z = —1-----(2С2 - CQ - В ) -> max,

tn + г

z = ------— [2С -1°- (1 - е П) - Cq (t + т) - В ] -► max.

'п +г

Согласно теории максимум и минимум для функции у = f(x) дости-
гаются в точках, где f (х) =0,или же их не существует. В нашем случае
по правилам дифференцирования сложных дробнорациональных функ-
ций с учетом преобразований имеем

т	-at„	-at„	1

2 = -------—- [2С<70е nrn + 2Cfloe п (т - —) +

(?п + Г)2	а

+ в - 2С '?0 - ].	(III. 17)

р	а

Учитывая, что Вр = Вт, и приравняв уравнение (III.17) к нулю, полу-
чим

е tn

atn

(т + —) + (
а

В т
зет;

--------) = 0.

+ е

1

а
Из уравнения (III. 15) имеем е atn = q/qQ-

Подставив в уравнение (III. 17) значение е-а?п и умножив уравнение
на a qQ, запишем

atnq + (та + 1) q+ (	- %) = 0.	(Ш.18)

Прологарифмируем уравнение (III. 15)

Inq = In qQ - atn, ata = \n(qjq).

Значение atn подставляем в уравнение (III.18) и делим уравнение
на q

qn	а В т	о

In —5- + а т + 1 +------------5- = 0.	(III.19)

q	2С q	q

Решение этого уравнения приближенно совпадает с решением уравнения
вида

In —°- -	- (1 + За т) = 0.	(III.20)

<? q

Из уравнения (III.20) можно определить дебит нефти, при котором
экономически целесообразно проводить планово-предупредительный ре-
монт. Для этого необходимо знать начальный дебит нефти после ремонта
qQ, продолжительность текущего ремонта г и параметр а . Определение
первых двух величин трудности не представляет. Определение парамет-
ра а проводится по фактическим замерам дебита скважины методом
наименьших квадратов.

Пусть имеем п замеров дебита скважины qQ, qx, q , в моменты
времени tQ, t{, t2,..., t . Логарифмируя уравнение (III.15), получаем

Ing = In qQ — at.

Уравнение выберем так, чтобы

S [in?. - (ln?0 - ar,.)]2 ->min.	(III.21)

/

Продифференцировав уравнение (III.21), имеем

2 2 [In ?;. - In qQ + а Г-] Г;. = 0

или

S t. In q. - In q S t. + a S t ? = 0.

i ‘	1	, i i 1
Отсюда

1П % £ ~Vi ln 4f
S f?

а

Таким образом получена формула для определения параметра а .

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКВАЖИН ПО ГРУППАМ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ

По срокам проведения текущих ремонтов все механизированные
скважины можно разделить на две группы:

скважины, которые экономически целесообразно ремонтировать
только после полного износа насоса;

скважины, на которых экономически целесообразно проводить плано-
во-предупредительные ремонты.

Распределение работающих скважин по этим группам проводится
путем сравнения их начального дебита при полностью исправном насо-
се qQ с дебитом нефти <?omin, ниже которого дальнейшая эксплуатация
скважин экономически нецелесообразна. Для определения flom,n исполь-
зуем условие экономической целесообразности, которое можно записать
в следующем виде (рис. Ш.7):

С (Ci - ДС) - Вр > 0.	(Ш.23)

Подставив значения и AQ, имеем

а А	—at

2С-^-(1-е п) -Се?0 (Гп + т - В ) > 0.
a	*

Отсюда

^Omin



2

С(-------

' а

2е - at „

---------------------- - fn * т)
а----------п

Пренебрегая для упрощения расчетов тремя последними членами зна-
менателя и подставив Вр = Вт, получим

_ Вта
^omin ~~ 2С

(III.24)

Так как практически всегда произведение та <0,1 то формулу
(111.24) можно переписать в следующем виде:

а . = 0,05 -2- .

*omin ’	£

(III.25)
Формулу (Ш.25) можно использовать для распределения скважин
по группам ремонтов. Скважины, дебит нефти которых при полностью
исправном насосе меньше qQ min, рекомендуется ремонтировать после
полного износа насоса (первая группа). На остальных скважинах (qQ >
> 3omin) необходимо проводить планово-предупредительные ремонты.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНЫХ СРОКОВ

ПРОВЕДЕНИЯ ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТОВ

Перед тем как проводить на скважине планово-предупредительный
ремонт, необходимо дать оценку экономической целесообразности его
проведения. Задача заключается в том, чтобы по каждой конкретной сква-
жине можно было определить дебит нефти, до которого экономически
целесообразна ее эксплуатация после очередного текущего ремонта.
Такой дебит можно определить из уравнения (III.20). Уравнение (Ш.20)
можно решить графически относительно qj q в зависимости от изменения
параметров q , а и т. Графическое решение этого уравнения представлено
на рис. Ш.8. Этот график рекомендуется использовать для определения
сроков проведения планово-предупредительных текущих ремонтов. Сро-
ки проведения планово-предупредительных ремонтов определяются в сле-
дующем порядке.

В цехах добычи нефти и газа или в ЦНИПРах по каждой скважине
второй группы ведется наблюдение за изменением дебита нефти или жид-
кости во времени. Если после очередного текущего ремонта наметилось
снижение дебита нефти (жидкости) и имеется не менее трех—четырех
замеров, выполненных с интервалом не менее 5—10 дней, то по формуле
(Ш.22) определяют параметр а . В дальнейшем рассчитывают произведе-
ние За т. Имея произведение За т, на графике из точки на горизонтальной
оси, в которой За т равно рассчитанному значению, восставляют перпен-
дикуляр до пересечения с кривой. Из полученной точки проводят линию,
параллельную оси За т, до пересечения с вертикальной осью qQ/q, на кото-
рой отсчитывают значение qQ /q. Разделив начальный дебит нефти qo на
определенное по графику значение qQ/q, получим значение дебита q, при
снижении до которого экономически целесообразно проводить планово-
предупредительный ремонт.

Сопоставляя фактический дебит рассматриваемой скважины с деби-
том, определенным по номограмме, делают вывод о необходимости про-
ведения текущего ремонта на анализируемой скважине в данный момент.

Рис. III.8. График для определения отноше-
ния ^/<7
' УСТАНОВЛЕНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ

ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ

Основным критерием эффективности последовательности текущего
ремонта двух и более скважин следует считать максимальную добычу
нефти за время ремонтов этих скважин. Такой критерий не эквивалентен
минимуму затрат на текущий ремонт, так как затраты при любой очеред-
ности ремонта останутся практически одни и те же.

На практике очередность ремонта скважин устанавливают перед сос-
тавлением оперативного графика текущих ремонтов, необходимость
в составлении которого возникает 1—2 раза в неделю. Число скважин,
которые одновременно включаются в график ремонтов, назовем группой
скважин, требующих ремонта.

Рассмотрим порядок установления очередности ремонта группы сква-
жин, исходя из максимизации добычи нефти за время, равное общей
продолжительности ремонтов этих скважин. Нетрудно доказать, что при
большом числе скважины группируются для рассмотрения по две. Поэто-
му можно ограничиться двумя скважинами (1 и 2). Обозначим: д01,
qQ2 - начальные дебиты нефти после текущего ремонта соответственно
скважин 1 и 2, т/сут; q , q2 - текущие дебиты нефти перед ремонтом
соответственно скважин 1 и 2, т/сут; тоб1, f062 - время обслуживания
соответственно скважин I и 2, сут.

Пусть в ситуации а , изображенной на рис. III.9, первой ремонтируется
скважина 1. В этом случае за время ремонта скважины 1 добыча нефти из
скважины 2 может составить

21 — Ч2 ^об Г

После ремонта скважины 1 бригада ремонтирует скважину 2. За время
ремонта скважины 2 из скважины 1 после ремонта будет добыто

— Чо 1 ^об 2"

Суммарная добыча нефти за время обслуживания обеих скважин сос-
тавит

^1,2 = ^oi гоб2 + ^2 ?обГ

Теперь рассмотрим ситуацию, в которой первой ремонтируется сква-
жина 2. За время ремонта скважины 2 добыча нефти из скважины 1 может
составить

@2 = q\ Zo62‘

После ремонта скважины 2 бригада переезжает на скважину 1. За вре-
мя ремонта скважины 1 из скважины 2 после ремонта будет добыто
Рис. III.9. Графики зависимости выигрыша в добыче нефти от очередности текущих
ремонтов:

а - первой ремонтируется скв. 1; б - первой ремонтируется скв. 2

б2 Зоа^обГ

Аналогично, как и в ситуации а, суммарная добыча нефти за время
обслуживания обеих скважин составит

^2,1 “ ^02 *061 + 4 1 ^об2 

Здесь не учтено естественное снижение дебитов скважин за время
Г и ?об2> что вполне оправдано, так как продолжительность ремонтов
по сравнению с межремонтным периодом невелика.

Выбираем из двух величин 2 и (?2 j большую:

(в 0 1 ^об2 +	2 *об1^ ^02 Гоб1 +	1 *об2 ) 

После преобразования получаем

^01 - ^1) ГО62 *0?О2 - 'об!
или

^01 ~	^02 ~

Zo61	fo62

Введем обозначение

_	4 oi ~ ?»

'о

(III.26)
Эту величину назовем показателем приоритета, который и должен ис-
пользоваться для установления очередности ремонта группы скважин.
Первой должна ремонтироваться скважина, в которой показатель прио-
ритета больше.

Как уже отмечалось выше, выбор очередности ремонта трех и более
скважин аналогичен выбору очередности ремонта двух скважин. Таким
образом, методика установления очередности ремонта скважин заклю-
чается в следующем. Для каждой из скважин, ожидающих текущего
ремонта, вычисляется показатель приоритета г?.. Показатели приоритета
располагаются в убывающем порядке: р >	> р3 > . . . > т^.. В такой

очередности и следует проводить текущий ремонт скважин.

При одновременной работе нескольких бригад текущего ремонта,
например трех, первыми в график каждой бригады включаются скважины
с приоритетами г?,, т?2, р3, вторыми - с г?4, т?5 и т.д. Прирост добычи неф-
ти за время ремонта группы скважин в этом случае будет максимальным.

ПРИМЕР ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ
МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СКВАЖИН

Порядок оперативного планирования текущих ремонтов покажем на
примере четырех скважин. Условно будем считать, что эти четыре скважи-
ны представляют весь фонд механизированных скважин одного НГДУ.
Дия расчетов необходимы следующие исходные данные: номер скважин -
1, 2, 3, 4; начальный дебит (<?0) - 83, 35, 47, 3 т/сут соответственно;
продолжительность текущего ремонта (т) - 3 сут; стоимость 1 сут теку-
щего ремонта (В) — 570 руб.; себестоимость добычи 1т нефти (С) —
15 усл. ед.

До начала планируемого года распределяем скважины по группам ре-
монтов. Для этого по формуле (III.25) вычисляем величину qQ min

«о min = °>05 -ТГ = 1.9 т/сут.

Сопоставляя фактические начальные дебиты механизированных сква-
жин с величиной 40min> распределяем скважины по группам ремонтов.
Все четыре скважины относятся ко второй группе. Это значит, что в те-
чение года для поддержания оборудования в работоспособном состоянии
на этих скважинах экономически целесообразно проводить планово-
предупредительные ремонты. Допустим, что после очередных текущих
ремонтов по каждой из трех скважин мы имеем ряд последовательных
замеров (табл. III. 1), по которым установлено снижение дебитов нефти.
Требуется определить срок проведения планово-предупредительного
текущего ремонта каждой скважины. По формуле (П1.22) определяем
параметр а . Результаты расчета этого параметра приведены в табл. III. 1

Рассчитываем произведение За г и по графику (см. рис. III.8) опреде-
ляем отношение <?0/<7- Разделив начальный дебит нефти q^ на определен-
ную по графику величину qjq, находим дебит нефти qr, при котором
экономически целесообразно проводить текущий ремонт. Результаты
расчетов приведены в табл. Ш.2.
Результаты замеров дебитов нефти и расчета параметра

Но мер скважин	Номер замера	Число су- ток рабо- ты после ремонта, t.  1	Дебит нефти т/сут	1п<7г.	Ч2		а
1	0	2	83,0	4,42			
	1	118	68,4	4,22	13924	497,96	
	2	245	61,8	4,12	60025	1009,40	
	3	291	44,0	3,78	84681	1099,98	
	4	352	50,6	3,92	123904	1379,84	
	5	445	30,6	3,42	198025	1521,90	
	Итого	1453			480559	5509,08	0,00138
2	0	3	35,0	3,55			
	1	62	34,1	3,53	3844	218,86	
	2	128	25,1	3,22	16384	412,16	
	3	186	22,7	3,12	34596	580,32	
	Итого	379			54824	1211,34	0,00225
3	0	3	47,0	3,85			
	1	47	43,4	3,77	2209	177,19	
	2	121	40,8	3,71	14641	448,91	
	3	145	31,8	3,46	21025	501,70	
	4	158	21,1	3,05	24964	481,90	
	Итого	474			62839	1609,7	0,00324
4	0	3	2,6	0,95			
	1	50	2,4	0,87	2500	43,50	
	2	51	1,9	0,64	2601	32,64	
	3	83	1,7	0,53	6889	44,0	
	Итого	187			11990	120,14	0,00456

Таблица III.2

Везультаты расчетов граничного дебита <?г

Номер скважин	а	7, сут	<7а- т/сут	За Г		<7Г> т/сут
1	0,00188	3	83,0	0,017	1,36	61,0
2	0,00225	3	35,0	0,020	1,39	25,2
3	0,00324	3	47,0	0,029	1,49	31,5
4	0,00456	3	3,0	0,041	1,57	1,9
Результаты определения показателя приоритета

Номер скважин	Дебит нефти, т/сут		Продолжительность обслуживания, сут	Показатель приоритета
	до ремонта	после ремонта		
1	г31,0	83,0	3,0	17,3
2	22,7	35,0	2,0	6,1
3	22,0	47,0	3,0	8,3
5	0	10,0	2,7	3,7
6	3,0	11,0	2,6	3,1
7	5,0	18,0	3,1	4,2
8	0	21,0	2,8	7,5

Сопоставляя полученные результаты с фактическим текущим дебитом
скважин (см. табл. III.1), приходим к выводу, что на всех скважинах уже
давно наступило время проведения текущих ремонтов и продолжать
эксплуатацию этих скважин с имеющимися дебитами экономически
нецелесообразно.

Допустим, что у нас, кроме этих четырех скважин второй группы,
имеется еще четыре скважины, требующие проведения текущего ремон-
та. Дебит нефти до и после ремонта и продолжительность обслуживания
всех восьми скважин приведены в табл. III.3.

Пользуясь формулой (III.26), рассчитываем показатель приоритета
(см. табл. Ш.З).

Если в нашем распоряжении имеется две бригады текущего ремонта,
то очередность ремонта скважин будет следующей:

для бригады № 1 скв. 1 -* 2 -> 5	6,

для бригады № 2 скв. 3 -> 8 -> 7.

Таким образом, настоящая методика позволяет определить экономи-
чески целесообразные сроки и очередность замены изношенного подзем-
ного оборудования на механизированных скважинах. Это позволяет науч-
но подходить к оперативному планированию текущего ремонта скважин
и стабилизировать добычу нефти из механизированного фонда скважин.

МЕТОДИКА АНАЛИЗА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Для выполнения главной цели, стоящей перед НГДУ, цеху текущего
и капитального ремонта скважин планируются определенные технико-
экономические показатели. Система этих показателей должна всесторон-
не отражать процесс проведения ремонтов и его влияние на выполнение
плана добычи нефти и газа. Очень важно установить влияние каждого
показателя в отдельности и системы показателей в целом. Для этого мож-
но использовать понятие степени соответствия технико-экономических
показателей целям. Численную величину степени соответствия можно
определить при достаточном числе статистических данных по показате-
лям и целям, используя методы корреляционного анализа.

За численную оценку степени соответствия принимают коэффициент
парной корреляции, определяемый по формуле

; =1 "

Р (х, у) = —-------------------------,	(Щ.27)

<7	*

Если принять, что у — ряд значений цели, ах- ряд значений технико -
экономического показателя, тогда степень соответствия

. S —------ХУ

кс= \р(х, у)| = |!—!----------------I.	(III.28)

ах°у 

Степень соответствия, определяемая по этой формуле, изменяется
в пределах 0 < Кс <1. Если степень соответствия близка по своему значе-
нию к нулю, то связь между показателями и целью минимальная. По мере
приближения к единице теснота связи увеличивается и достигает макси-
мума при X = 1.

Описанная методика позволяет определять степень соответствия каж-
дого планируемого подразделению технико-экономического показателя
его собственной и вышестоящей цели в отдельности. Важно знать также
результирующую степень соответствия технико-экономических показа-
телей целям. Для этого можно использовать векторные многоугольники.
Порядок построения таких многоугольников следующий.

Допустим, что ЦПРС (ЦПКРС) планируется п технико-экономических
показателей. Необходимо определить результирующую степень соответст-
вия этих показателей собственной и вышестоящей цели. Берутся опреде-
ленные описанным выше способом величины степени соответствия каждо-
го из планируемых этому подразделению показателей Кс1, Кс^.....К&.

По определению имеем 0	< 1 для всех i =1,2....п. Принимаем

Кс! = cos а. Тогда в одиночном круге можно построить ряд единичных
векторов с углами а. , обозначенных в дальнейшем г . Их число для
ЦПРС (ЦПКРС) будет соответствовать числу анализируемых технико-эко-
номических показателей.
Рис. ШЛО. Схемы к определению результирующей степени соответствия показате-
лей цели:

а - определение степени соответствия единичного показателя цели; б - построение
векторного многоугольника; в - определение результирующей степени соответст-
вия показателей цели

Используя полученные данные об относительной длине каждого век-
тора и угле их наклона а{ к горизонтальному направлению Ох, проведем
сложение векторов. В результате сложения получим векторный много-
угольник, результирующий вектор которого обозначим через R (рис.
III. 10). В горизонтальном направлении Ох от начала вектора R отложим
столько отрезков, сколько имеем единичных векторов. Длина каждого
отрезка равна длине радиуса одиночного круга. Получим вектор, который
обозначим через О. Соединив концы векторов Л и О, получаем еще один
вектор ДЛ, который назовем вектором рассогласованности. Он характе-
ризует суммарную рассогласованность между показателями и целями.
Проекция R на Ох представляет собой результирующую степень соответ-
ствия показателей цели , а ДЛ на Ох - суммарное несоответствие
анализируемых технике-экономических показателей цели. Принимаем
общую длину вектора О равной единице. Тогда численное значение степени
соответствия Ot и ДО выразится в долях единицы.

В большинстве НГДУ цехам ПРС (ПКРС) устанавливают следующие
показатели по текущему ремонту скважин: число ремонтов, численность
рабочих и ИТР, фонд заработной платы и общие затраты на текущий ре-
монт скважин. В ряде НГДУ, кроме этих показателей, устанавливают
время нахождения скважин в ожидании ремонтов и в ремонтах, межре-
монтный период, производительное время работы бригад, процент повтор-
ных ремонтов. Показатель ’’число ремонтов” устанавливается или только
в натуральных, или в условных единицах. Более правильно вместо пока-
зателя ’’число ремонтов” устанавливать ’’число отремонтированных
скважин”, а вместо простоев скважин в ремонтах и при их ожидании —
недобор нефти за это время.

Определение степени соответствия показателей ЦПКРС основной
цели НГДУ покажем на примере цеха ПКРС, в котором основными пока-
зателями в текущем ремонте скважин являются число ремонтов, числен-
Результаты определения тесноты связи показателей
ЦПРС (ЦПКРС) с основной целью цеха и НГДУ

Показатели	Коэффициент	
	соответствия вышестоящей цели	соответствия. собственной  цели
Добыча нефти	1,000	
Частота ремонтов скважин	0,528	1,000
Число условных вахт	0,727	0,266
Стоимость одного бригадо-	0,268	0,095
часа  Средняя заработная плата	0,763	0,460
одного работника Все показатели	0,370	0,107

ность работающих, фонд заработной платы и общие затраты. Для получе-
ния сопоставимых результатов вместо этих показателей использованы
расчетные, полученные из планово-оценочных, а именно: коэффициент
частоты ремонтов скважин, среднегодовое число вахт, стоимость одного
бригадо-часа и средняя заработная плата одного работника. Среднегодовое
число вахт рассчитано путем деления годового календарного времени
бригад текущего ремонта на годовое рабочее время одной вахты с учетом
выходных дней и времени отпуска. Результаты определения тесноты свя-
зи приведены в табл. III.4. Таким образом, из показателей текущего
ремонта наибольшее влияние на добычу нефти оказывают численность
работающих и фонд заработной платы, в меньшей мере — число прове-
денных ремонтов. Выявлена довольно низкая и суммарная связь пока-
зателей текущего ремонта скважин с целью объединения (0,370).

Полученные результаты свидетельствуют о необходимости повышения
производительности труда бригад текущего ремонта и качества ремонтов,
а также о целесообразности замены показателя ’’число ремонтов” показа-
телем ’’число отремонтированных скважин” и введения новых показате-
лей, например, межремонтного периода в сочетании с отбором жидкости
(нефти) за этот период.

Такой анализ желательно проводить каждый раз, когда необходимо
оценить, насколько полно технико-экономические показатели способст-
вуют достижению главной цели НГДУ.
Глава IV.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НОРМИРОВАНИЯ ТРУДА
РАБОЧИХ БРИГАД ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

ВИДЫ НОРМИРОВАНИЯ ТРУДА В ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

В настоящее время в текущем ремонте скважин отрасли применяются
два вида нормирования труда: пооперационное и укрупненное (по груп-
пам операций).

При пооперационном нормировании на каждый ремонт оформляется
технический наряд, который заполняется мастером текущего ремонта
скважин ежедневно по каждой смене. В наряде перечисляются виды и
объем операций, выполненных каждой вахтой, указывается фактическое
и нормативное время на выполнение каждой операции в отдельности.

Пооперационное номирование имеет следующие основные недостатки:
практически невозможно определить нормативную продолжительность
ремонта и заработную плату бригаде за ремонт до его начала;

мастера текущего ремонта скважин тратят много времени на составле-
ние нарядов, а нормативная служба на их обработку;

отсутствует четкая регламентация числа технологически необходимых
операций на выполняемые виды ремонтов.

При укрупненном нормировании операции объединяются в группы.
В зависимости от числа и объема выполнения входящих в каждую группу
операций заранее рассчитывается их общая нормативная продолжитель-
ность. Эти данные используются для определения планируемой и факти-
ческой нормативной продолжительности текущих ремонтов. Применение
укрупненных норм времени позволяет устранить недостатки поопера-
ционного нормирования. Преимущество применения укрупненных норм
времени очевидно. К настоящему времени опубликовано несколько мето-
дик их расчета [4, 8 и др.]. Однако эти методики имеют определенные
недостатки. Во-первых, местные нормы времени на некоторые операции,
а также разница в номенклатуре выполняемых бригадами текущего
ремонта операций создают необходимость при пользовании этими мето-
диками расчета укрупненные нормы времени для каждого НГДУ в отдель-
ности, что значительно увеличивает объем расчетных работ. Во-вторых,
они не позволяют учесть полной номенклатуры операций при текущих
ремонтах, а также видов ремонтов скважин всех способов эксплуатации.
В связи с этим необходимо уточнить существующие методики и устра-
нить имеющиеся недостатки.

Расчет укрупненных норм времени по предлагаемой методике состоит
из четырех последовательных этапов:

систематизация видов текущих ремонтов;

систематизация технологически необходимых операций по видам ре-
монтов, группировка операций;

расчет укрупненных норм времени;

составление карт суммарно-нормативного времени.
Предлагаемая методика позволяет рассчитывать укрупненные нормы
времени на все виду текущего ремонта скважин для всех районов, в ко-
торых применение таких норм целесообразно. Расчет проводится для
каждого производственного объединения в отдельности. Укрупненные
нормы времени рассчитываются нормативно исследовательскими стан-
циями на основе единых, а также обоснованных местных норм времени
и утверждаются в установленном порядке. Укрупненные нормы времени
рассчитываются в минутах с учетом конкретных условий объединения,
для которого они предназначены. Расчет укрупненных норм времени на
спуско-подъемные операции проводится с интервалом не более чем через
100 м. При этом интервалы глубин спуска труб в скважины всех спосо-
бов эксплуатации и насосов в механизированные скважины определяются
по фактическим данным конкретного района.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УКРУПНЕННЫХ НОРМ ВРЕМЕНИ

Расчет укрупненных норм времени начинают с систематизации по спо-
собам эксплуатации скважин выполняемых в объединении видов ремон-
тов:

ремонт фонтанных и компрессорных скважин;

ремонт скважин, оборудованных СЫН;

ремонт скважин, оборудованных ПЭУ;

ремонт скважин с целью изменения способа эксплуатации.

Число видов ремонтов зависит от сочетания выполняемых в процессе
ремонтов работ и их нормативной продолжительности. Для облегчения
систематизации ремонтов при внедрении укрупненных норм времени
в производственных объединениях приводится перечень их основных
видов по способам эксплуатации скважин.

Способы эксплуатации	Виды текущих ремонтов

скважин

Фонтанные, компрессорные сква>
жины

Скважины, оборудованные СШН

Спуск лифта

Подъем лифта

Замена лифта

Замена фонтанной арматуры

Замена пусковых приспособлений

Очистка лифтовых труб от солей, парафина и
продуктов коррозии

Извлечение из лифта посторонних предметов

Лигсвидация обрыва штанг

Замена полированного штока

Замена насоса без подъема труб

Замена насоса с:

подъемом труб

очисткой эксплуатационной колонны

от солей и парафина

промывкой пробки

очисткой эксплуатационной колонны
от солей и парафина и промывкой пробки
Способы эксплуатации скважин	Виды текущих ремонтов  проведением ГТМ  проведением ГТМ и очисткой эксплуатацион- ной колонны от солей и парафина проведением ГТМ и промывкой пробки проведением ГТМ и очисткой эксплуатацион- ной колонны от солей и парафина и промыв- кой пробки
Скважины, оборудованные ПЗУ	Замена сальников или задвижек  Замена ПЗУ  Замена ПЗУ с:  промывкой пробки  проведением ГТМ  проведением ГТМ и промывкой пробки
Перевод с одного способа эксплуа- тации на другой	Перевод скважин:  с ПЗУ на СШН  с СШН на ПЗУ  с фонтанного способа на эксплуатацию СШН с фонтанного способа на эксплуатацию ПЗУ с СШН в нагнетательные, контрольные и фон- танные  с ПЗУ в нагнетательные, контрольные и фон- танные

При ремонтах скважин можно изменять тип спускаемых насосов
(трубный или вставной насос при эксплуатации скважин штанговыми
насосами; установку ”Рэда”, ’’Байрон—Джексон” или отечественную
при эксплуатации скважин погружными электроустановками). Норма-
тивная продолжительность монтажа и демонтажа этих установок различ-
на. В связи с этим все виды ремонтов по замене насосов и изменению
способа эксплуатации скважин при систематизации необходимо разде-
лять на следующие подвиды.

Ремонты по замене СШН	Замена насоса:  вставного на вставной или вставного на  трубный  трубного на трубный или трубного на встав- ной
Ремонты по замене ПЗУ	Замена установки:  отечественной на отечественную  отечественной на ”Рэда”  отечественной на ’’Байрон-Джексон”  ”Рэда” на отечественную  ”Рэда” на ”Рэда”  ”Рэда” на ’’Байрон-Джексон”  ’’Байрон-Джексон” на отечественную  ’’Байрон-Джексон” на ”Рэда”  ’’Байрон-Джексон” на ’’Байрон-Джексон”
Ремонты по изменению способа эксплуатации	Перевод:  с фонтанного на отечественную ПЗУ  с фонтанного на ”Рэда”
Ремонты по замене СШН

Замена насоса:

с фонтанного на ’’Байрон-Джексон”

с отечественной ПЭУ в фонтанные, контроль-
ные и нагнетательные

с ”Рэда” в фонтанные, контрольные и нагне-
тательные

с ’’Байрон-Джексон” в фонтанные, контроль-
ные и нагнетательные

с фонтанного на СШН

с СШН в фонтанные, контрольные и нагне-
тательные

с отечеетвенной ПЭУ на СШН

с ”Рэда” на СШН

с ’’Байрон—Джексон” на СШН

с СШН на отечественную ПЭУ

с СШН на ”Рэда”

с СШН на ’’Байрон-Джексон”

Для систематизации строят таблицу, в которой по горизонтали указы-
вают виды ремонтов, а по вертикали дают исчерпывающий перечень
технологически необходимых операций (табл. IV.1). Против операций,
которые необходимо выполнить при данном виде ремонта, ставят знак
’’плюс”. В последние графы вписывают величины норм времени, их источ-
ник и шифр укрупненной нормы (Т , Т2 и т.д.). В дальнейшем все опера-
ции объединяют в девять групп:

переезд подъемника и перевозка трактором-тягачом бытового вагон-
чика и инструмента (шифр укрупненной нормы Т) ;

подготовительно-заключительные и вспомогательные операции, пос-
тоянно выполняемые при данном виде ремонта во всех НГДУ объедине-
ния (шифр укрупненной нормы Т2);

подготовительно-заключительные и вспомогательные операции, специ-
фические для отдельных НГДУ объединения, а также те, на которые в
каждом НГДУ действуют местные нормы времени или поправки из еди-
ных норм времени, учитывающие местные условия (шифр укрупненной
нормы Г3);

подъем штанг (шифр укрупненной нормы Г );

спуск штанг (шифр укрупненной нормы Т );

подъем труб (шифр укрупненной нормы 7^);

спуск труб (шифр укрупненной нормы 7^);

депарафинизация труб и штанг (шифр укрупненной нормы Т);

операции, необходимость и объем выполнения которых регламенти-
ровать затруднительно или невозможно (шифр укрупненной нормы Г ).

Расчет укрупненных норм времени проводится по группам операций
(Г _ 7 , /’и). Укрупненная норма Т2 рассчитывается по формуле

Г, = tsSn,

(IV. 1)

где ts — норма времени на переезд на расстояние 1 км, мин; S - расстоя-
Технологически необходимые операции и нормы времени
на их выполнение при ремонте  скважин
(фонтанных, насосных и т.д.)

N* пп	Наимено- ванне опе- раций	Вид ремонта			Нормы времени		Шифр укруп- ненной нормы, включающей пооперацион- ную норму
		замена на- соса без подъема труб	замена на- соса с подъемом труб	замена на- соса с за- мером за-  боя	величи- на	источник	
							

Таблица IV.2

Укрупненные нормы времени на переезд подъемников
и транспортировку грузов тракторами-тягачами

Укрупненные нормы времени Т

Тип подъем- ника или трактора- тягача	Расстояние переезда, км						
	1		2	3		4	
	Условия переезда						
	нор- маль- ные	неудов- летво- ритель- ные	нор- иеудов' к летво- маль- ные рИТеЛЬ‘ ные	нор- маль- ные	неудов- летво- ри тель - ные	нор- маль- ные	неудов- летво- ритель- ные
							

ние переезда, км; и - коэффициент, зависящий от состояния дорог (п =
* 1 при удовлетворительном состоянии дорог и п = 1,5 при неудовлетво-
рительном состоянии дорог).

Время Г рассчитывается для применяемых в объединении типов
подъемных агрегатов и тракторов-тягачей в зависимости от состояния
дорог и условий переезда. По результатам расчета составляется карта
суммарно-нормативного времени (табл. IV.2).

Укрупненная норма времени Т2 представляет собой время на подго-
товительно-заключительные и вспомогательные работы и рассчитывается
по формуле

л

т2 = 2 Г.,	(IV.2)

/=1

5-426
где tt - норма времени на i -ю операцию подготовительно-заключительных
и вспомогательных работ, выполняемых при данном виде текущего ре-
монта во всех НГДУ объединения, мин.

Время Т2 рассчитывается для каждого вида текущего ремонта в за-
висимости от способа эксплуатации скважин и типа подъемного агрега-
та. По результатам расчета также составляется карта суммарно-норматив-
ного времени (табл. IV.3).

В связи с различным перечнем операций, выполняемых подготовитель-
ными бригадами, предусматриваются варианты с установкой (разбор-
кой) временного фундамента под агрегат и без установки (разборки),
с монтажем (демонтажем) полов-мостков и стеллажей и без их монтажа
(демонтажа), с глушением скважин и без него.

По таким операциям, как заправка подъемника, монтаж (демонтаж)
прожекторов, вымотка кабеля, перетягивание кабеля, через подвесной
ролик и прием (сдача) смен, в укрупненную норму Т включается ми-
нимально возможное в данном объединении время их выполнения. Если
время выполнения этих операций превышает принятое в укрупненной
норме Т, то эта разница учитывается в укрупненной норме Т .

Укрупненная норма времени Т представляет собой время на выполне-
ние специфических для данного НГДУ подготовительно-заключительных
и вспомогательных работ и рассчитывается по формуле

где t { - норма времени на i -ю специфическую для данного НГДУ подго-
товительно-заключительную операцию или поправка к норме времени,
учитывающая местные условия, мин.

Время Т3 рассчитывается для каждого НГДУ объединения по способам
эксплуатации скважин и видам ремонтов. По результатм расчета составля-
ется карта суммарно-нормативного времени (табл. IV.4).

При отсутствии между отдельными НГДУ объединения какой-либо
разницы в пооперационных нормах времени укрупненная норма Т не рас-
считывается, а время на выполнение всех подготовительно-заключитель-
ных и вспомогательных операций включается в укрупненную норму Т2.

Укрупненная норма времени Г4 представляет собой время на подъем
штанг и рассчитывается по формуле

Т = S t N ,
4 п _ ! шл ши’

(IV.4)

где — время на подъем одной штанги на и-й скорости, мин; N —
число штанг, поднимаемых на н-й скорости.

Время Т рассчитывается для применяемых в объединении диаметров
штанг в зависимости от типа подъемного агрегата, его оснастки, способа
подъема и глубины подвески насоса. По результатам расчета составляется
карта суммарно-нормативного времени (табл. IV.5). Если подъем штанг
Укрупненные нормы времени на подготовительно-заключительные
и вспомогательные работы при текущих ремонтах

(фонтанных, насосных и т.д.)
скважин с подъемным агрегатом _________
(тип подъемника)

Фундамент под агрегат	Приустьевая площадка и полы-мостки	Укрупненные нормы времени Г3		
		Вид ремонта		
		замена на- соса без подъема труб	замена на- соса с  подъемом труб	замена на- соса с за- мером за- боя
Без установки	Без монтажа (демонтажа)			
	С монтажем (демонтажем)			
С установкой	Без монтажа (демонтажа)			
	С монтажем (демонтажем)			

Таблица IV.4

Укрупненные нормы времени, учитывающие поправки на местные
условия при подготовительно-заключительных
и вспомогательных работах для ремонта

----------------------------- скважин в НГДУ
(фонтанных, насосных и т. д.)

(наименование НГДУ)

Укрупненные нормы времени

Вид ремонт

замена насоса без подъема труб	замена насоса с подъемом труб	замена насоса с замером забоя
		

Примечание. Виды ремонтов в этой таблице должны быть те же,
что и в табл. IV. 3.
Глубина подвески насоса, м	Диаметр штанг, мм	Способ подъем!	Укрупненные нормы времени						
			Азинмаш-43А		Бакинец-2М, 3 и ЗМ			Азинмаш-37А	
			Оснастка						
			1 х 2	2X3	1X2	2X3	3X4	1X2	2X3
100	16-19	Автома- тический							
		Вручную							
	22-25	Автома- тический							
		Вручную							

Таблица IV.6

Укрупненные нормы времени на спуск штанг_______________________

(одиночками, коленами)

Глубина подвески насоса, м	Диаметр штанг, мм	Способ спуска	Укрупненные нормы времени						
			Азинмаш-43А		Бакинец-2М, 3 и ЗМ			Азинмаш-37А	
			Оснастка						
			1 х2	2хз	1 Х2	2хз	3X4	1X2	2X3
100	16-19  22-25	Автома- тический Вручную							
		Автома- тический Вручную							
									
Укрупненные нормы времени на подъем труб____________________________

(однотрубками, двухтрубками)

(с ПЗУ, без ПЗУ; с установкой за палец, подъемом второго ряда труб для ОРЗ)

проводится одиночками или коленами, то карта суммарно-нормативного
времени составляется для каждого из этих способов подъема штанг.

Укрупненная норма Ts включает время на спуск штанг и определя-
ется по формуле

Т = t N .	(IV.5)

5 ШС ЦТ

где f — время на спуск одной штанги, мин.

Время Ts рассчитывается так же, как и время Т*. Результаты расчета
сводятся в карту суммарно-нормативного времени (табл. IV.6). В случае
применения различных способов спуска штанг (одиночками, коленами)
карта суммарно-нормативного времени составляется для каждого из этих
способов.
Укрупненная норма Т6 представляет собой время на подъем труб
и рассчитывается по формуле

и < 5

Т6

! Гпп ^тл-

(IV.6)

= S
п =

где Г - время на подъем одной трубы на и-й скорости, мин; - число
поднимаемых труб на и-й скорости.

Время Т6 рассчитывается для применяемых в объединении диаметров
труб в зависимости от типа и оснастки подъемного агрегата, глубины
подвески, способа и условий подъема труб. В результате расчетов состав-
ляются карты суммарно-нормативного времени (табл. IV.7).

Число таблиц суммарно-нормативного времени на подъем труб зави-
сит от применяемых в каждом конкретном случае способов подъема
труб и эксплуатации скважин и колеблется от двух (однотрубками: без
ПЭУ и с ПЭУ) до шести (однотрубками: без ПЭУ, с ПЭУ; с подъемом
второго ряда труб при ОРЭ; двухтрубками: без ПЭУ, с ПЭУ; с установкой
за палец). При расчете укрупненных норм времени на подъем труб с ПЭУ
графа "с жидкостью и штангами” из таблицы исключается.

Укрупненная норма времени Tq ъкпючаех в себя время на спуск труб
и рассчитывается по формулам:

без замера труб

Г. = tN,	(IV.7)

с замером труб

Л = <fc + ГзК’	(IV-8)

где t — время на спуск одной трубы, мин; Z3 — время на замер одной
трубы, мин; N - число спускаемых труб.

Время Т — рассчитывается для применяемых диаметров труб в зави-
симости от типа и оснастки подъемника, глубины и способа спуска труб
в двух вариантах: с замером и без замера. В результате расчета составляет-
ся карта суммарно-нормативного времени (табл. IV.8). Число таблиц
суммарно-нормативного времени при расчете времени определяется те-
ми же факторами, что и при расчете времени Т6.

Укрупненная норма времени Т& включает в себя время на депарафини-
зацию труб и штанг и рассчитывается по формулам:

для труб

Л = Г0Лт>	(IV-9)

для штанг

Л=?ошЛш-
(с ПЭУ, без ПЗУ; с установкой за палец, спуском второго ряда труб для ОРЗ) (мин)

Глубина спуска, м	Диаметр труб, мм	Способ спуска	Укрупненные нормы времени Г											
			Азинмаш -4 ЗА				Бакинец-2М. 3 и ЗМ				Азинмаш -37А			
			Оснастка											
			2x3		3x4		2x3		3x4		1 х2		2x3	
			i  1 без заме- ра	с заме- ром	без замет ра	с заме- ром	без заме- ра	с заме- ром	।  1	без заме- ра	с заме- I ром	|	без заме- ра	с заме- ром	(D S  п  п V «и Ю Q.	1  с заме- ром
100	60	Автомати- ческий Вручную												
	73	Автомати- ческий Вручную												
	89-102	Автомати- ческий Вручную												
где гот ~ время на очистку от парафина одной трубы, мин; /	- время

на очистку от парафина одной штанги, мин.

Время Г рассчитывается отдельно для труб в зависимости от их
числа и степени запарафинивания и отдельно для штанг в зависимости от
их числа и способа очистки. Результаты расчета сводятся в карту суммар-
но-нормативного времени (табл. IV.9).

Укрупненная норма времени включает в себя время на выполнение
операций, объем или необходимость выполнения которых регламенти-
ровать заранее затруднительно или невозможно. К ним могут относится
такие операции, как глушение скважины, промывка пробки, проверка
и сборка газового якоря, вызов подачи, смена элеваторов, копка ям
для ’’мертвяков” при установке временного фундамента под агрегат,
замер изоляции кабеля и некоторые другие.

На укрупненную норму времени Г карты суммарно-нормативного
времени заранее не составляются. Время Т рассчитывается нормиров-
щиком при составлении технического наряда на конкретную скважину
по формуле

Л,

где г — норма времени на выполнение i й операции, не учтенной в укруп-
ненной норме Т2.

Основой для расчета укрупненных норм времени по формулам
(IV. 1) -(IV.11) служит систематизированный перечень технологически
необходимых операций (см. табл. IV.1), в котором по каждому виду
ремонта дан перечень операций, необходимых для его проведения, норма
времени на выполнение каждой операции и шифровка операций по груп-
пам.

Для определения укрупненной нормы Т2 в формулу (IV.2) из этой
таблицы подставляют и суммируют время на выполнение операций,
имеющих шифр Т2. Аналогичным образом поступают при расчете укруп-
ненной нормы Т . При расчете укрупненных норм времени Ti, Т*., Ts,
Т , Т2 и на выполнение групп операций, имеющих переменный объем,
исходные данные для расчета берут непосредственно из справочника
единых норм времени.

Для отдельных месторождений, на которых число видов ремонтов
невелико, объем подготовительно-заключительных и вспомогательных
работ, выполняемых бригадами текущего ремонта скважин, постоянный,
подъемные агрегаты однотипные, способ подъема труб и штанг одинако-'
вый, укрупненные нормы Т2 — Т? после их расчета по настоящей методи-
ке можно объединять в одну норму Тц.

При расчете укрупненной нормы Тп сначала для каждой глубины
суммируют время на подъем и спуск труб (Т и Т?), а для штанговых
насосов, кроме того, время на подъем и спуск штанг (Г и Т5), а затем
к полученному суммарному времени на спуско-подъемные операции
Укрупненныенормы времени на депарафинизацию труб
и штанг (мин)

Примечание. Для труб в числителе указывается норма времени
при нормальном запарафинивании, а в знаменателе - при сильном.
Для штанг а числителе указывается норма времени при очистке паром,
а в знаменателе - скребками.

Таблица IV. 10

Укрупненные нормы времени на подготовительно-заключительные,
вспомогательные и спуско-подъемные операции
при текущих ремонтах

---------------------------- скважин с подъемным

(фонтанных, насосных и т.д.)

агрегатом __________._____ (мин)

(тип подъемника)

Глубина, м	Фундамент под агрегат	Приустьевая площадка и полы- мостки	Укрупненные нормы времени		
			Вид ремонта		
			замена насо- са без подъе- ма труб	замена насо- са с подъемом труб	замена на- соса с за- мером забоя
100	Без установ- ки	Без монтажа (демонтаха)			
		С монтажем (демонтажем)			
	С установкой	Без монтажа (демонтажа)			
		С монтажем (демонтажем)			
каждой глубины приплюсовывают время на подготовительно-заключи-
тельные и вспомогательные работы (Т2 и Г ),

Формулы для определения времени Гп имеют вид:
для скважин, оборудованных СШН,

Та = Т2 + Т3 + Т4+ Ts + Т6 + Т2,	(IV.12)

для других способов эксплуатации

Гп = Т2 + Ts + Т6 + Т2.	(IV.13)

По результатам расчета времени Тп составляется карта суммарно-нор-
мативного времени (табл. IV. 10). При расчете времени Тп число групп
операций сокращается до четырех (7^, 7^, Т, Т).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВНОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ

ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ ПО УКРУПНЕННЫМ НОРМАМ ВРЕМЕНИ

Нормативная продолжительность любого вида текущего ремонта TQ
по картам суммарно-нормативного времени определяется суммированием
укрупненных норм (7^ , Т2, Т3, Т4, Т , и Тп, а при депарафиниза-
ции труб и штанг — и укрупненной нормы Т& и умножением полученного
результата на величину (1 + 0,004 Н/100).

Формулы для определения нормативной продолжительности текущих
ремонтов То имеют следующий вид:

для ремонтов скважин, оборудованных СШН, без депарафинизации
труб и штанг

TQ = (7;+ т2 + Т3+ Т4+ ‘Ts + Т6+ т2 + тн)(1 + 0,004Я/100), (IV.14)

с депарафинизацией труб и штанг

Т = (7\ + Т2 + Т' + Г + Т + Т + Т' + Т + Т ) (1 + 0,00477/100);

(IV. 15)

для ремонтов скважин других способов эксплуатации без депарафи-
низации труб

то =	+ri+ Гз+ Т6 + Ti + гн)(1 + °’004 #/1°0),	(IV.16)

с депарафинизацией труб

Т =	+ Т+Т+ КТ + Т+Т + Т) (1 + 0,004/7/100), (IV.17)

О	123	о 7 о Н	у '	4	7

где К — поправочный коэффициент на подъем труб, засоренных отложе-
ниями парафина, равный 1,1; Н - глубина спуска труб, включая хвосто-
вик, м.

В том случае, когда укрупненные нормы времени Т - Tq сведены
в одну группу Гп , формулы для определения нормативной продолжитель-
ности текущих ремонтов Го имеют следующий вид:

без депарафинизации труб и штанг

То = (Ti +7п+ Тп>^ + °>004Я/10°)>	(IV.18)

с депарафинизацией труб и штанг

Г = (ri + Л, + Г8 + Гн) О + 0.004Я/100).	(IV.19)

По картам суммарно-нормативного времени на спуско-подъемные
операции (см. табл. IV.5 — IV.8) можно определить время на подъем
и спуск как одноступенчатой, так и двухступенчатой колонны штанг
и труб. Норма времени на подъем двухступенчатой колонны определяет-
ся по формуле

Л<«“Гке +	(,V-20>

где Ткс - укрупненная норма времени на подъем нижней ступени, опре-
деляемая по глубине подвески (см. табл. IV.5, IV.7), равной длине штанг
(труб) этой ступени; Гвс — норма времени на подъем верхней ступени

Т = Т - Т ,
вс с г’

где Тс - норма времени на подъем верхней ступени, определяемая по глу-
бине подвески, равной пересчитанной длине штанг (труб). Эта длина рав-
на отношению общей массы ступенчатой колонны к массе одного метра
верхней ступени; Тг - норма времени на подъем верхней ступени при дли-
не штанг (труб), равной отношению общей массы ступенчатой колон-
ны к массе одного метра нижней ступени.

Норма времени на спуск двухступенчатой колонны штанг и труб опре-
деляется по формуле

Г5 (7) = ГВС + ГНС’	(^-21)

где Гвс - норма времени на спуск верхней ступени, определяемая по глу-
бине подвески (см. табл. IV.6, IV.8), равной длине штанг (труб) этой
ступени; Т^с - норма времени на спуск нижней ступени, определяемая
по глубине подвески, равной (табл. IV.6, IV.8) длине штанг (труб) этой
ступени.

Как упоминалось выше, укрупненные нормы времени на спуско-
подъемные операции рассчитываются для интервалов не более чем 100 м.
В тех случаях, когда конкретная глубина спуска или подъема труб
(штанг) не равна целому числу, норма времени определяется интерполя-
цией ближайших ее значений или же по специально построенным для
этой цели номограммам.

УКРУПНЕННЫЙ НАРЯД НА ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

При работе по укрупненным нормам времени бригадам текущего ре-
монта скважин выдается укрупненный наряд, форма которого приведе-
на в табл, rv.ll. Он состоит из четырех разделов: исходные данные; све-
дения о выполнении технологически необходимых работ, не учтенных
в укрупненных нормах времени: сведения о работах, не связанных с ре-
монтом скважины, и простоях; расчет заработной платы.

В первом разделе укрупненного наряда содержатся исходные данные,
необходимые для определения нормативной продолжительности текущего
ремонта по укрупненным нормам времени.

Второй раздел укрупненного наряда предназначен для выписывания
наименования и продолжительности тех операций, которые выполнялись
в процессе текущего ремонта, но не учитывались в укрупненной норме
времени. В третий раздел наряда вписываются работы, не связанные с
ремонтом скважины, и простои.

Четвертый раздел укрупненного наряда содержит исходные данные
для начисления заработной платы членам бригады.

Укрупненный наряд выдается бригаде до начала ремонта одновремен-
но с выдачей плана-заказа на текущий ремонт. При этом должны быть
заполнены пункты 1—14 и 16 первого раздела наряда. Их заполняет норма-
тивная служба ЦПКРС (ЦПРС) на основании плана-заказа на текущий
ремонт скважины.

Все остальные содержащиеся в наряде сведения заполняются на осно-
вании фактических данных о ремонте скважины. В основном это делает
мастер текущего ремонта. Он заполняет пункт 15 первого раздела наряда,
полностью второй и третий разделы, а также графы 1-5, 7-12 четверто-
го раздела наряда.

Во второй раздел наряда, кроме операций, не учтенных в планируемом
нормативном сроке, мастер заносит сведения об отклонениях от исход-
ных данных, принятых для определения планируемого нормативного сро-
ка (пункты 2—13 первого раздела наряда).

Оформленный наряд передается нормативной службе ЦПРС (ЦПКРС)
для определения фактической нормативной продолжительности ремонта
и начисления заработной платы членам бригады.

Графы 13-18 четвертого раздела наряда заполняются только в том
случае, когда начисление заработной платы проводится вручную. При
механизированном начислении заработной платы исходные данные из
четвертого раздела наряда переносятся в формы машинной обработки.

Полностью оформленный укрупненный наряд должен быть подписан
старшим инженером ЦПКРС (ЦПРС), старшим инженером (инженером)
по нормированию и утвержден начальником цеха.
Объединение______________________

НГДУ ___________________

Утверждаю
Начальник ЦПКРС

(подпись)

Укрупненный наряд
на текущий подземный ремонт скважин №__________месторождения

/. Исходные данные

1. Бригада №	, мастер_____________________• 2. Цель и шифр ремонта_____

(фамилия, имя, отчество)

3. Переезд бригады: подъемник_______________> расстояние-------------- км>

(тип)

условия____________________________, число рейсов. 4. Фундамент под

(нормальные, осложненные)

подъемник _________________=________________ • полы-мостки и стеллажи

(установленный, неустановленный)

---------------------------	5. Глушение —,------------—,
(установленные, неустановленные)---------------------------------------------(проведенное, не проведенное)

6. Забой скважины____м; категория сложности ремонта_______. 7. Спущенный насос:

тип__________________ , глубина подвески _______м, на трубах__________ мм

(СШН, ПЭУ, ”Рэда”)	(диаметр)

и штангах ___________ мм,___________м. 8. Спускаемый насос:

(диаметр)	(длина)

тип________________________ , глубина подвески_____м,на трубах _______ мм

СШН, ПЭУ, ”Рэда” и т.д.	(диаметр)

и штангах__________ мм; хвостовик _________________мм, _____________ м.

(диаметр)	(диаметр)	(длина)

9. Оснастка подъемника:. 10. Спуско-подъемные операции

с трубами: способ подъема и спуска ________________________ , условия

(автоматический, вручную)

подъема_____________________________________________________ t

(с жидкостью, без жидкости) (с парафином, без парафина)

спуск___________________________ . 11. Способ подъема и спуска

(с замером, без замера)

штанг___________________________ . 12. Очистка от парафина: труб___шт., запара-

(автомагический, вручную)

финивание,_________________ штанг:__________шт., способ очистки ________________

(умеренное, сильное)	(паром, скребками)

13. Данные о спуске-подъеме труб для: очистки колонны _______ мм, __________ м;

(диаметр) (глубина)

промывки пробки или КО____________мм, __________м для спуска шабло-

(диаметр)	(глубина)
на__________мм, _____________м. 14. Заработная плата бригады за планируемое

(диаметр)	(глубина)

нормативное время (включая премию за выполнение ремонта в срок)руб.
15. Продолжительность ремонта по фактическим данным: начало ремон-
та _______________________, конец ремонта______________________________ ,

(часы, число, месяц, год)	(часы, число, месяц, год),

фактическая продолжительность ч, в том числе сдельно ч,
повременно ч, ускорение%, премия  %.

16. Определение нормативной продолжительности ремонта:

Расчет нормы Тн: планируемой t уточненной

Продолжение табл. IV.11
(оборотная сторона)

II. Перечень технологически необходимых работ,
не учтенных в планируемом нормативном сроке

№ пп	Наименование работ	Едини- ца из- мерения	Сдельные работы			Повременные работы		
			ЧИСЛО	норма времени		ЧИСЛО	норма времени	
				на еди- ницу	на объем		на еди- ницу	на объем
								

III. Сведения о работах, не связанных с ремонтом скважины, и простоях

№ пп	Наименование работ	Единица измерения	Фактически затраченное время, ч
			
Продолжение табл. IV.И
(оборотная сторона)

Всего
В том числе операторам

Премия мастеру за ремонт скважины руб.коп.

Разряд 3 4 5 6

сдельно:

Тариф:

повременно

Старший инженер ЦПКРС

Мастер ПРС

Старший инженер по
нормированию

ОПЛАТА ТРУДА ПРИ ПРИМЕНЕНИИ УКРУПНЕННЫХ

НОРМ ВРЕМЕНИ

При переходе на укрупненные нормы времени меняется принцип рас-
пределения заработной платы между рабочими. В этом случае применяется
бригадная форма оплаты труда. Применяемые в этом случае формы рас-
пределения сдельной заработной платы изложены в работе [20].
В металлургической промышленности при распределении коллектив-
ного заработка применяется балльная оценка результатов работы. При
балльной оценке отдельные операции, выполняемые рабочими, оценива-
ются в баллах в зависимости от трудоемкости. Смена или вахта, выпол-
нившая весь объем работ, получает число баллов, рассчитанное на
100 %-ное выполнение установленного задания. Если отдельные операции
сменой не выполнены, число баллов уменьшается. При выполнении опера-
ций за другую смену число баллов увеличивается. За нарушение предус-
мотренного графика выпуска продукции и за другие производственные
упущения число баллов уменьшается по установленной шкале. Эти баллы
засчитываются смене, устранившей нарушение, допущенное другой
сменой.

Для распределения коллективного заработка по сменам он делится
на число баллов, полученных всеми сменами, в результате чего опреде-
ляется цена одного балла. Умножением цены одного балла на число бал-
лов, заработанных рабочими каждой смены, определяется сумма заработ-
ка по сменам.

В ряде отраслей промышленности и народного хозяйства применяют
метод суммарного учета индивидуального вклада рабочих на основе об-
щей оценки их трудовой деятельности за прошедший расчетный период.
Один из методов такой оценки трудовой деятельности — распределение
заработка с учетом коэффициента трудового участия (КТУ). Коэффи-
циент трудового участия представляет собой обобщенную количественную
оценку трудового вклада каждого рабочего бригады в зависимости
от индивидуальной производительности труда н качества работы, факти-
ческого совмещения профессий, выполнения более сложных работ, увели-
чения эон обслуживания и подмены отсутствующего рабочего, помощи
в работе другим членам бригады, соблюдения трудовой и производствен-
ной дисциплины. Для применения КТУ должно быть обязательное согла-
сие всех членов бригады, зафиксированное в протоколе собрания бригады
(коллектива).

При установлении численного значения КТУ за основу .принимается
единица. Это значение устанавливается советом бригады каждому ее чле-
ну персонально по результатам трудовой деятельности с учетом выше-
изложенных факторов и может быть меньше единицы, равным ей или
больше. Разногласия между советом и членами бригады разрешаются
на ее общем собрании, а при несогласии членов бригады с решением
собрания - в порядке, установленном законодательством.

В практике КТУ применяется при распределении сдельного приработ-
ка и премии. В этом случае величину КТУ для каждого члена бригады
можно устанавливать в пределах от 0 до 1,8. Сумма КТУ всех членов
бригады должна быть равна числу ее членов. Например, бригада состоит
из трех человек. Первому установлен коэффициент трудового участия
0,8, второму - 1,2, третьему — 1,0. Сумма их составляет: 0,8 + 1,2 +
+ 1,0 = 3,0.

До перехода на оплату с применением КТУ для каждого члена брига-
ды уточняется перечень выполняемых производственных работ. Пои
этом решаются вопросы наставничества и обучения передовым методам
и приемам труда, разрабатываются и внедряются карты научной органи-
зации труда.

Для дифференциального распределения премии, кроме КТУ, приме-
няется интегральный показатель качества работы, составная часть кото-
рого — КТУ. Определение, порядок расчета и условия применения интег-
рального показателя качества рассмотрены в главе V настоящей работы.
Анализ применяемых форм бригадной оплаты труда, а также имеющийся
в нефтяной промышленности опыт позволяют при внедрении укрупнен-
ных норм времени в текущем ремонте скважин рекомендовать один из
следующих трех вариантов распределения заработной платы между чле-
нами бригады, а именно:

вся сдельная заработная плата распределяется пропорционально отра-'
ботанному времени;

сдельный приработок и премия распределяются пропорционально
коэффициентам трудового участия;

сдельная заработная плата распределяется двумя способами (за спус-
ко-подъемные операции — пропорционально их объему, выполненному
каждой вахтой, а за остальные операции — пропорционально отработан-
ному времени).

Основным является второй вариант. Первый и третий варианты ре-
комендуется применять только при отсутствии согласия членов бригады
на применение КТУ.

Во всех вариантах основанием для начисления заработной платы
служит укрупненный наряд на текущий ремонт скважины, в котором
содержатся исходные данные для ее начисления.

При первом варианте делением нормативного времени на отработан-
ное на сдельных работах время определяется поправочный коэффи-
циент, который при перевыполнении норм времени будет больше едини-
цы, при 100 %-ном выполнении норм — равен единице, а при невыполне-
нии норм — меньше единицы. Умножая часовую тарифную ставку рабоче-
го-сдельщика, соответствующую разряду работы, на отработанное рабо-
чим сдельное время и на поправочный коэффициент, получают сумму
сдельной заработной платы каждого рабочего. Порядок распределения
сдельной заработной платы при втором варианте тот же, что и при первом,
за исключением того, что рассчитанная по первому варианту заработная
плата корректируется на коэффициент трудового участия.

Сущность третьего варианта распределения сдельной заработной
платы заключается в следующем. В укрупненный наряд вводится пятый
раздел (табл. IV.12), который заполняется мастером после окончания
текущего ремонта. В этом разделе мастер заполняет графы 1—11, содер-
жащие сведения об объеме спуско-подъемных операций, выполненных
каждой вахтой, и данные о фактических затратах времени на эти операции.
В дальнейшем, пользуясь укрупненными нормами времени, нормативная
служба ЦПКРС определяет нормативную продолжительность спуско-
подъемных операций каждой вахты. Поправочный коэффициент для
каждой вахты определяется делением нормативного времени на отрабо-
ОО

Таблица IV. 12

V. Расшифровка спуско-подъемных операций

Номер вахты	Со став вахты (ф.И.О.)	Вид опера- ции	Трубы			Штанги		Затрачено времени, мин						Коэффи- циент
			Диа- метр	Интервал подъема (спуска), м	Условия подъема или спуска (парафин, жидкость)	Диа- метр	Интервал подъема (спуска), м	фактически				по норме		
								Тру- бы	Штан- ги	И то- то	Тру- бы	Штан- ги	Ито- то	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	1S
1		Подъем												
		Спуск												
		Всего												
														
тайное. Путем умножения часовой тарифной ставки рабочего-сделыцика,
соответствующей разряду работы, на отработанное рабочим на спуско-
подъемных операциях время и на ’’вахтовый” поправочный коэффициент
получают сумму сдельной заработной платы каждого рабочего за выпол-
ненный им объем спуско-подъемных операций. Так определяется первая
часть заработной платы. Для начисления второй части сдельной заработ-
ной платы определяется общая нормативная продолжительность ремонта
скважины и фактические затраты времени, в том числе на сдельные рабо-
ты. Из общего сдельного фактического и нормативного времени вычи-
тают соответственно фактическую и нормативную продолжительность
спуско-подъемных операций. Полученный результат представляет собой
фактическую и нормативную Цродолжительность остальных сдельных
операций, кроме спуско-подъемных. Описанным выше способом опре-
деляется поправочный коэффициент, который в данном случае будет оди-
наковым для всех рабочих. Путем умножения часовой тарифной ставки
рабочего-сдельщика на отработанное рабочим сдельное время на осталь-
ных операциях, кроме спуско-подъемных, и на поправочный коэффи-
циент получаем вторую часть сдельной заработной платы каждого ра-
бочего.

При всех вариантах распределения сдельной заработной платы тех-
нологические перерывы, входящие в нормативный срок, непроизводи-
тельные работы и простои оплачиваются в установленном порядке.

Оплата труда бригад по укрупненному наряду за выполнение каждо-
го ремонта проводится по истечении текущего месяца. По переходящему
на следующий месяц ремонту в текущем месяце начисляется аванс по та-
рифу за фактически отработанное время, а окончательный расчет прово-
дится по фактическим результатам работы за ремонт в целом.

Глава V.

УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ТРУДА В ТЕКУЩЕМ
РЕМОНТЕ СКВАЖИН

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ

Создание производственных объединений обусловило повышение
эффективности нефтедобывающей промышленности. Генеральная схема
управления нефтяной промышленностью предусматривала решение зада-
чи не только путем изменения организационной структуры, специали-
зации и концентрации производства, но и совершенствованием связей
и отладки механизма взаимодействия всех звеньев производственного
объединения. В процессе подготовки и внедрения генеральной схемы была
решена первая часть вопросов. Работа по совершенствованию связей и
отладке механизма взаимодействия должна проводиться постоянно и
являться непрерывным процессом. Одно из направлений этой работы —
внедрение системы управления качеством труда.
Несколько слов об истории зарождения и развития систем управления
качеством труда и продукции. С зарождением массового производства
образовалась система ОТК (отдел технического контроля). В ее задачу
входило разделение продукции на ’’годную” и ’’брак”. Для того чтобы
изделие было признано годным, оно должно соответствовать заданным
характеристикам и техническим условиям. Методы работы, применяв^
мые ОТК, непрерывно совершенствовались по мере усложнения продук-
ции и расширения ее ассортимента. Но традиционная служба ОТК не
гарантировала высокого качества продукции, поскольку контроль воз-
действовал на качество лишь пассивно.

В связи с этим в начале шестидесятных годов на одном из машино-
строительных предприятий Саратова сложилась система бездефектного
изготовления продукции (БИП), которая позволяла контролировать
и стимулировать сдачу продукции службе ОТК с первого предъявления.
Например, один рабочий делает за смену 20 деталей, но 5 из них браку-
ются ОТК. Другой - только 18 деталей, но брак - 3 детали. И хотя ито-
говый выход у обоих рабочих одинаков (15 деталей), сдача с первого
предъявления у второго рабочего выше, чем у первого. Это и отражается
на конечной оценке их труда. Таким образом, качество труда также
стало измеряться по количеству.

К концу шестидесятых годов принципы саратовской системы широко
применялись на предприятиях страны, особенно на машиностроительных.
Но эта система имела свои недостатки. Одним из них явилось то, что
система была направлена на улучшение контроля качества труда только
непосредственных изготовителей. Шагом вперед была система бездефект-
ного труда (СБТ). При этой системе для каждого исполнителя заплани-
рована четкая программа действий в виде задач, отражающих количест-
венную и качественную стороны его деятельности, и определена соот-
ветствующая мера ответственности. Оценка качества труда проводится
по каждому исполнителю, участку, цеху, отделу и в целом по предприя-
тию. Для этого используются специальные коэффициенты.

Система бездефектного труда оказалась весьма эффективной и гиб-
кой, но все же и она не гарантировала высокого качества продукции.
Нужны были единые принципы системного управления качеством.

Такие принципы были разработаны. Таким образом, начался новый
этап развития систем управления качеством, который получил название
комплексной системы управления качеством продукции (КСУКП)
или ее разновидности — комплексной системы управления качеством
труда (КСУКТ).

КСУКП или КСУКТ — это совокупность мероприятий методов и
средств, направленных на установление, обеспечение и поддержание необ-
ходимого уровня качества труда или продукции при ее разработке, обра-
щении и эксплуатации или потреблении. Она базируется на трех основных
принципах: во-первых, управление качеством должно осуществляться
на всех стадиях проектирования и разработки, производства и эксплуа-
тации; во-вторых, система строится на основе принципов общей теории
управления; в-третьих, основным регламентирующим документом сис-
темы, ее методической, технико-экономической и правовой основой
должен быть комплекс стандартов данного предприятия (СТП).

Таким образом, в любой отрасли народного хозяйства, в том числе
и в нефтяной, различают четыре последовательных этапа развития систем
управления качеством. Сначала необходимо наладить технический конт-
роль. На втором этапе внедряют мероприятия, стимулирующие сдачу
продукции с первого предъявления. Третий этап предусматривает внедре-
ние комплекса мероприятий, стимулирующих и контролирующих повы-
шение качества труда всех подразделений и служб предприятия. На чет-
вертом этапе внедряется комплексная система управления качеством
труда или продукции. Внедряя управление качеством труда или продук-
ции нельзя миновать ни один из этих этапов.

ПОНЯТИЕ КАЧЕСТВА ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН
И ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ КАЧЕСТВА

Качество текущего ремонта скважин можно сформулировать как
восстановление до заданного уровня технических, экономических и добы-
вающих свойств скважин, который достигается за счет качественного тру-
да исполнителей всех звеньев, принимающих участие в текущем ремон-
те. Поэтому необходимо управление качеством труда исполнителей.
Такое управление должно быть неотъемлемой частью системы управления
качеством труда, действующей в нефтегазодобывающем управлении.
В текущем ремонте скважин высокий уровень качества должен заклады-
ваться на стадии планирования ремонтов и достигаться в процессе их про-
ведения на основе передовой технологии и бездефектного труда бригад
текущего ремонта и всех с ними связанных звеньев.

Управление качеством текущих ремонтов приобретает особую актуаль-
ность в производственных объединениях, в которых месторождения на-
ходятся на поздней стадии разработки, а скважины эксплуатируются
механизированным способом. В этих условиях добыча запланированных
объемов нефти достигается проведением значительного числа ремонтов.
Повышение качества этих ремонтов сокращает их число и улучшает
эффективность использования добывающего фонда скважин.

Мероприятия, направленные на повышение качества текущих ремон-
тов, должны разрабатываться с учетом этапа, на котором находится
управление качеством труда в НГДУ. Создание и внедрение комплексной
системы управления качеством труда в текущем ремонте скважин пре-
дусматривают разработку и осуществление мероприятий, направлен-
ных на:

повышение технической надежности оборудования и оснащенности
бригад текущего ремонта скважин и звеньев, их обслуживающих;

совершенствование технологии ремонтных работ и повышение произ-
водственной культуры;

улучшение организации ремонтных работ и производственно-техни-
ческого обслуживания бригад текущего ремонта;

организацию и совершенствование контроля качества ремонта под-
земного оборудования и скважин;
повышение квалификации и организации обучения рабочих и ИТР
прогрессивным формам и методам улучшения качества труда;

совершенствование системы материального и морального стимулиро-
вания за повышение качества текущего ремонта скважин, по усилению
ответственности за проведение недоброкачественных ремонтов.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА И ОСНАЩЕННОСТИ
БРИГАД

Каждая бригада текущего ремонта скважин прежде всего должна
быть оснащена оборудованием, приспособлениями, ручным и ловиль-
ным инструментом и инвентарем согласно обязательному перечню
ВНИИОЭНГа. Как показывает анализ, в настоящее время такая оснащен-
ность составляет 80-90 %. В этот перечень входят приспособления и обо-
рудование, выпускаемые серийно. Вместе с тем во многих районах исполь-
зуются технические средства, предложенные рационализаторами и изобре-
тателями, которые в значительной мере облегчают труд и улучшают
качество ремонтов. При внедрении систем управления качеством работ
необходимо учитывать весь этот богатый опыт.

Мероприятия по повышению технической надежности оборудования
и оснащенности должны охватывать подземное и.наэемное оборудование
скважин, оборудование, применяемое для спуско-подъемных операций,
а также оборудование, используемое для подготовки скважин к ремонту
и для ремонта подъемных агрегатов.

Доставляемые на скважины трубы должны пройти дефектоскопию.
Диаметр труб, марка стали, из которой они изготавливаются, должны
выбираться с учетом условий среды, в которой будут эксплуатировать-
ся трубы (наличие агрессивных пластовых вод, содержание в нефти серы,
парафина, отложение солей и т.д.). При наличии парафина следует приме-
нять трубы со специальным внутренним покрытием (стеклом, эпоксид-
ными смолами и т.д.).

В сложных условиях эксплуатации (большое искривление стволов
скважин, интенсивное отложение парафина), когда штанги испытывают
значительные нагрузки, необходимо предусматривать и осуществлять
мероприятия по упрочнению штанг (например, закалка с нагреванием
токами высокой частоты).

Применяемые типоразмеры насосов необходимо подбирать с учетом
дебитов скважины и условий их эксплуатации. Должны быть испытаны
и отобраны наиболее эффективные приспособления для борьбы с вредным
влиянием газа на работу насосов и предотвращения попадания в них
песка и т.д. В настоящее время выпускается около восьми типов подъем-
ников для текущего ремонта скважин. Желательно, чтобы число подъем-
ных агрегатов, применяемых в данном районе, было минимальным. Это
упрощает их эксплуатацию и ремонт. Тип подбираемого подъемного агре-
гата определяется: во-первых, условиями местности, на которой располо-
жены скважины, и наличием подъездных дорог (гусеничных, колесных,
плавающих), во-вторых, грузоподъемностью.
Скважины должны быть оборудованы железобетонными площадками
под подъемные агрегаты. При проведении мероприятий должны преду-
сматриваться механизадия подготовительных работ путем внедрения
агрегатов типа ПАРС-1 и оснащение звена по ремонту подъемных агрега-
тов передвижной мастерской типа АОП и т.д. Кроме решения текущих
вопросов, в мероприятиях должны быть отражены пути повышения тех-
нической надежности и оснащенности бригад текущего ремонта и звеньев,
их обслуживающих, на перспективу.

Мероприятия должны также предусматривать внедрение более совер-
шенных средств механизации и автоматизации спуско-подъемных опе-
раций. Мероприятия по совершенствованию технологии ремонтных работ
должны в первую очередь касаться спуско-подъемных операций и процес-
са задавливания скважины. Так, например, облегчает труд бригады и уско-
ряет проведение ремонтных работ подвешивание штанг в вертикальном
положении на специальной штанговой подвеске. В скважины с интенсив-
ным отложением парафина перед началом ремонта следует закачивать
растворители.

Технология глушения скважин влияет на ход ремонтных работ и на
дебит нефти после ремонта. Поэтому для каждой скважины с учетом
пластового давления, коллекторских свойств пласта и других параметров
должна правильно выбираться жидкость для глушения (нефть, вода,
тяжелая жидкость и т.д.). Это особенно важно при ремонте скважин
на месторождениях с поддержанием пластового давления. Вместо глуше-
ния скважин в ряде случаев применяется пакер-отсекатель.

В мероприятиях большое внимание должно уделяться технологии про-
мывки песчаных пробок. Здесь первостепенное значение имеет жидкость
промывки. Так же как и при глушении, ее необходимо выбирать в зави-
симости от пластового давления (вода, нефть, пена и т.д.).

Мероприятия должны включать и другие направления совершенствова-
ния технологии ремонтных работ, повышать надежность оборудования.

УЛУЧШЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ПРОИЗВОДСТВЕННО-
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ БРИГАД ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА

Одним из важных мероприятий, направленных на улучшение органи-
зации ремонтных и производственно-технического обслуживания бри-
гад текущего ремонта является совершенствование организационной
структуры цеха текущего (текущего и капитального) ремонта. Внедряя
систему управления качеством, необходимо прежде всего определить
оптимальное число бригад текущего ремонта, необходимое для своевре-
менного и качественного выполнения объема ремонтных работ. Число
бригад должно определяться с учетом разделения и кооперации труда.
От всех несвойственных им работ бригады текущего ремонта должны
быть освобождены.

С этой целью кроме специализированных звеньев (по глушению,
обеспечению оборудованием и инструментом, монтажу и демонтажу обо-
рудования) необходимо иметь также группу технической помощи. Она
должна выезжать в бригады по графику, заменять неисправный инстру-
мент и различные приспособления, дополнять их до установленной нормы
и проводить на месте мелкий ремонт закрепленного за бригадой обо-
рудования.

В НГДУ, разрабатывающих нефтяные месторождения с большим со-
держанием парафина в нефти, бригады текущего ремонта скважин много
времени (иногда до 15—18 % от баланса календарного времени) тратят
на очистку подземного оборудования от иарафина. В этих условиях
в ЦПРС (ЦПКРС) целесообразно иметь бригады по депарафинизации
подземного оборудования. Такая бригада проводит депарафинизацию
труб и штанг параллельно со спуско-подъемными операциями непосредст-
венно на скважине или же на трубно-инструментальной площадке цеха.
В последнем случае поднятые из скважины трубы и штанги заменяются
новыми.	;

При работе бригад текущего ремонта скважин в три смены должны
осуществляться сбор и обобщение необходимой информации и постоянное
руководство технологией ремонтных работ. Для выполнения этих функ-
ций в составе цеха следует иметь производственно-диспетчерскую службу,
укомплектованную опытными специалистами.

Использование баланса календарного времени во многом зависит от
своевременного ремонта подъемных агрегатов. Для этого в управлениях
технологического транспорта должна быть создана бригада слесарей по
текущему ремонту и техническому обслуживанию подъемных агрегатов.
Такая бригада должна оснащаться передвижной мастерской на шасси
автомобиля высокой проходимости, укомплектованной необходимым
оборудованием и инструментом и рацией для оперативной связи с брига-
дами текущего ремонта.

Важнейшими в этом плане также являются мероприятия по совершен-
ствованию графика и методов организации ремонтных работ. Прежде все-
го необходимо проанализировать сменность работы бригад текущего
ремонта. Это один из наиболее сложных вопросов в организации текущего
ремонта скважин. Сменность работы бригад текущего ремонта скважин
определяется продолжительностью ремонта, частотой поступления сква-
жин в ремонт, соотношением продолжительности ожидания скважинами
ремонтов и межсменных простоев, приоритетом обслуживания скважин,
ритмичностью обеспечения бригад оборудованием, инструментом, труба-
ми, насосами и т.д., своевременностью ремонта и обслуживания закреп-
ленного за бригадами оборудования, уровнем организации труда в ночные
смены.

Для установления оптимальной сменности работы бригад текущего
ремонта должен быть всесторонне проанализирован каждый из вышепе-
речисленных факторов. Рассмотрим порядок такого анализа на примере.

Пример. В НГДУ имеется шесть бригад текущего ремонта. Сменность
их работы, время пребывания скважин в ремонте, время ожидания ре-
монта и межсменные простои приведены в табл. V.1 .Все вспомогатель-
ные службы цеха работают в одну смену. Необходимо определить опти-
мальную сменность работы имеющихся бригад текущего ремонта. Как
Время пребывания скважин в системе обслуживания текущим
ремонтом при имеющемся числе бригад и сменности их работы

Число бригад	Число смен	Общее вре- мя обслу- живания, сут	Время ре- монта, сут	Простои, сут			Отношение времени •простоев к времени ремонтов
				всего	в ожидании ремонта	межсмен ные	
1	2 смены с двумя вы- ходными	8,28	2,42	5,86	3,21	2,65	2,42
3	3 смены с двумя вы- ходными	6,59	2,42	4,17	3,21	0,96	1,72
2	3 смены при непре- рывном графике	5,63	2,42	3,21	3,21		1,33
6	2 и 3 сме- ны	6,35	2,42	3,93	3,21	0,72	1,62

видно из табл. V.1, продолжительность текущего ремонта составляет
2,42 сут. Если эта продолжительность превышает 0,66 сут, то рекоменду-
ется проводить текущий ремонт в три смены.

Вторым фактором является частота поступления скважин в ремонт.
В рассматриваемом НГДУ в ожидании ремонта постоянно находится око-
ло 12 скважин, что в два раза больше имеющегося числа бригад текущего
ремонта. Следовательно, все бригады текущего ремонта при трехсменной
работе по скользящему графику постоянно будут обеспечены скважинами
для ремонта. Трехсменное обслуживание более эффективно тогда, когда
в результате двухсменного обслуживания межсменные простои, превы-
шают простои в ожидании текущего ремонта. Из табл. V.1 видно, что
межсменные простои во всех случаях меньше времени нахождения сква-
жин в ожидании ремонтов. Это обусловлено недостаточным числом вахт
при сложившейся продолжительности текущих ремонтов. Поэтому наибо-
лее рационально организовать работу бригад в две смены по скользящему
графику. Высвобождающиеся при такой организации ремонтных работ
из трехсменных бригад вахты используются для укомплектования двух-
сменных бригад, работающих с выходными днями, или же для создания
новых двухсменных бригад. Общий простой скважин при переходе на
двухсменную работу не увеличивается; в первом случае межсменные
простои и простои в ожидании ремонта останутся те же, а во втором --
увеличение межсменных простоев идет за счет сокращения их в ожидании
ремонта. Положительным в данном случае является исключение третьей
Рис. V.l. График определения
дебита нефти, выше которого же-
лательна трехсменная работа бри-
гад текущего ремонта:

1	— зависимость усредненного вре-
мени простоев скважин в ожида-
нии начала ремонта от дебита;

2	- продолжительность меж-

сменных простоев при двухсмен-
ном обслуживании

смены, производительность труда в ко-
торой ниже, чем в дневные смены.

Для сокращения недоборов нефти
из-за отказов подземного оборудования
на практике в первую очередь ремонти-
руют скважины, имеющие высокие деби-
ты, т.е. применяют приоритетное обслу-
живание. При таком обслуживании наи-
более рационально вести ремонт сме-
шанными бригадами: одна часть их
работает по трехсменному графику, а
другая — по двухсменному. Число сква-
жин, которые требуют трехсменного
обслуживания, можно определить при
построении графика, рекомендованного
в работе [3]. Такой график строится на
основании анализа фактических простоев
скважин в ожидании ремонтов. Для
анализируемого НГДУ он приведен на
рйс. V.1.

Для скважин, дебит нефти которых
больше дебита, определенного по графи-
ку (в данном случае 40 т/сут, точка
пересечения кривых 1 и 2), желательно
трехсменное обслуживание. Следователь-
но, часть бригад текущего ремонта
скважин в НГДУ должна работать в три
смены по непрерывному графику. Число
бригад определяется исходя из числа
скважин, дебит нефти которых больше
определенного по графику (см. рис.

V.1), и коэффициентов частоты их ремонтов.

Все вспомогательные службы в рассматриваемом НГДУ работают
в одну смену. Следовательно, в этом НГДУ не может быть обеспечена нор-

мальная работа бригад текущего ремонта в три смены.

В силу различных факторов при работе бригад в ночные смены их
производительность труда снижается. Возникает вопрос, при каком сни-

жении производительности труда в третью смену рациональна трехсмен-
ная работа бригад. Для этого были рассчитаны характеристики системы
массового обслуживания при снижении производительности труда бригад
третьей смены на 10, 20, 30 и 40 % (табл. V.2). Из таблицы видно, что
при нормальной работе бригад, число которых равно восьми, наблюда-
ются минимальные потери добычи нефти.

При снижении производительности труда до 40 % для компенсации
недобора нефти необходимо создавать дополнительную бригаду теку-
щего ремонта. Анализ зависимости разницы в недоборах нефти при ра-
боте семи и восьми бригад, девяти и восьми бригад от величины снижения
Результаты расчета недоборов нефти за время обслуживания
скважин в зависимости от снижения производительности труда
в третью смену

Число бригад	Общее время обслужи- вания, сут	Время ремонта, сут	Потери времени, сут			Число скважин в очереди	Недобор нефти за время обслужи- вания, т
			всего	в ожида- нии ре- монта	в про- цессе ремонта		
1	2	3	4	S	6	7	8
		Пр	и норма	льной раб	оте		
6	6,42	2,42	4,00	4,00	—	8,81	788
7	3,17	2,42	0,75	0,75	—	1,65	460
8	2,62	2,42	0,20	0,20	—	0,45	450
9	2,49	2,42	0,07	0,07	—	0,16	488
10	2,46	2,42	0,04	0,04	-	0,08	536
	При снижени		и произ	водитель»	«ости на	10 %	
6	7,89	2,54	5,35	5,23	0,12	11,50	978
7	3,43	2,54	0,89	0,77	0,12	1,70	486
8	2,94	2,54	0,40	0,28	0,12	0,62	482
9	2,76	2,54	0,22	0,10	0,12	0,23	516
10	2,70	2,54	0,16	0,04	0,12	0,09	564
	При снижении		1рОИЗВО	цительнос	ти на 20	%	
7	4,12	2,65	1,47	1,23	0,24	2,7	565
8	3,28	2,65	0,63	0,39	0,24	0,85	516
9	3,03	2,65	0,38	0,14	0,24	0,30	543
10	2,94	2,65	0,29	0,05	0,24	0,12	590
	Пр	и снижении произ		водитель»	«ости на	30 %	
7	5,18	2,78	2,40	2,04	0,36	4,50	703
8	3,58	2,78	0,80	0,54	0,36	1,20	563
9	3,34	2,78	0,56	0,20	0,36	0,45	578
10	3,22	2,78	0,44	0,08	0,36	0,17	622
	Пр	и снижен»	!И ПрОИЗ	водитель»	{ости на	40 %'	
7	6,92	2,90	4,02	3,54	0,48	7,80	944
8	4,24	2,90	1,34	0,86	0,48	1,90	632
9	3,67	2,90	0,77	0,29	0,48	063	614
10	3,49	. 2,90	0,59	0,11	0,48	0,25	654
производительности труда (см. табл. V.2) показывает, что такая разница
изменяется несущественно при снижении производительности до 15 %
и резко возрастает при дальнейшем снижении производительности. Сле-
довательно, в рассматриваемом случае допустимое снижение производи-
тельности труда в третью смену, при котором целесообразна работа бригад
текущего ремонта в три смены, не должно превышать 15 %, т.е. 1,2 ч.

Таким образом, по продолжительности ремонтов и частоте поступле-
ния скважин в ремонт работа бригад текущего ремонта скважин в НГДУ
целесообразна в три смены. Но эти два фактора теряют свое значение
в связи с тем, что при имеющемся числе бригад продолжительность ожида-
ния скважинами ремонтов намного превышает межсменные простои.
В таких условиях рекомендуется двухсменная работа. Однако в данном
НГДУ имеются скважины (дебит нефти больше 40 т/сут), которые долж-
ны находиться в системе обслуживания минимально возможное время,
т.е. обслуживаться в три смены по непрерывному графику.

Следовательно, работу большинства имеющихся бригад текущего
ремонта скважин в НГДУ целесообразно организовать в две смены по
скользящему графику. Скважины, дебит которых больше определенного
по графику (см. рис. V.1), должны обслуживаться в три смены по непре-
рывному графику, т.е. трехсменными бригадами. Число таких бригад
определяется числом высокодебитных скважин и коэффициентом частоты
их ремонтов. Производственно-техническое обеспечение трехсменных
бригад и ремонтное обслуживание должны быть поставлены таким обра-
зом, чтобы потери производительности не превышали 15 %. По мере улуч-
шения организации текущего ремонта простои в ожидании ремонтов бу-
дут сокращаться. Как только они станут меньше межсменных простоев,
двухсменные бригады следует переводить на трехсменную работу.

Изложенный выше порядок анализа можно применить в любом НГДУ.
Он позволяет в каждом конкретном случае найти оптимальную сменность
работы бригад текущего ремонта скважин.

Заслуживает внимания для распространения опыт работы бригад те-
кущего ремонта скважин НГДУ Альметьевскнефть с одним подъемником
и двумя комплектами запасного оборудования или же с двумя подъем-
никами и двумя комплектами запасного оборудования. При работе
с одним подъемником подготовительное звено до приезда бригады теку-
щего ремонта перевозит на скважину второй комплект оборудования,
устанавливает приемные мостки, бытовой вагончик, инструментальные
сани, осветительную установку, при необходимости — автонаматыватель.
Бригада текущего ремонта перегоняет на эту скважину подъемный агре-
гат и сразу же'после установки мачты непосредственно приступает к ре-
монту. Свободный комплект оборудования звено перевозит на следую-
щую скважину.

Второй вариант предусматривает работу с двумя подъемными агрега-
тами, выполняемую по следующей схеме. Пока бригада ведет текущий
ремонт одной скважины, звено перегоняет второй подъемный агрегат
и перевозит запасное оборудование на другую скважину, готовит площад-
ки, устанавливает мачту и расставляет оборудование. Бригада после за-
вершения ремонта переезжает на скважину, на которой смонтировано
оборудование, и сразу же приступает к ремонту. Тем временем подгото-
вительное звено возвращается на первую скважину, демонтирует мачту,
готовит оборудование к транспортированию и переезжает на третью
скважину. Там оно проводит те же подготовительные работы, что и на
второй скважине. Затем операции повторяются в той же последова-
тельности.

Новый метод организации работ позволяет увеличить долю основных
работ на 15-20 %, повысить производительность труда за счет совмещения
операций. Первый метод рекомендуется применять при работе с подъем-
никами, смонтированными на шасси автомобилей, а второй - с подъемни-
ками, смонтированными на гусеничных тракторах.

В НГДУ, имеющих постоянный фонд скважин, способы эксплуатации
которых практически не изменяются, в процессе внедрения системы
управления качеством труда целесообразно практиковать закрепление
скважин за бригадами текущего ремонта. Для этой цели проводится
тщательный анализ фонда скважин, определяются виды и число текущих
ремонтов, выполняемых на каждой скважине, исключаются случайные
ремонты, определяется коэффициент частоты ремонтов каждой скважи-
ны. Закрепление за бригадой постоянного фонда скважин позволяет бри-
гаде хорошо освоить особенности ремонта каждой обслуживаемой сква-
жины и тем самым повысить качество ремонтов. Кроме того, в этом слу-
чае представляется возможность поставить заработную плату бригады
в зависимость от добычи нефти из обслуживаемых скважин. Закрепление
скважин за бригадами текущего ремонта позволяет разработать маршрут-
ные карты переезда бригад. Применение таких карт сократит время на
переезды за счет выбора наиболее рациональных маршрутов.

Мероприятия по улучшению организации ремонтных работ должны
также предусматривать внедрение прогрессивных форм оплаты труда.
Одним из направлений внедрения таких форм является использование
для нормирования и оплаты труда укрупненных норм времени. По дан-
ным Т.Н. Ефимовой [7], это мероприятие позволяет сократить продолжи-
тельность ремонтов (при обеспечении качества) на 1,5—2 ч.

Здесь перечислены только основные мероприятия по улучшению ор-
ганизации ремонтных работ и производственно-технического обслужива-
ния бригад текущего ремонта скважин, которые осуществляются в про-
цессе внедрения системы управления качеством труда. Номенклатура
этих мероприятий может быть значительно расширена в зависимости
от условий конкретного НГДУ.

После внедрения мероприятий первых трех групп (по повышению
технической надежности оборудования и оснащенности бригад текущего
ремонта и звеньев, их обслуживающих; по совершенствованию техноло-
гии ремонтных работ и повышению производственной культуры; по улуч-
шению организации ремонтных работ и производственно-технического
обслуживания бригад текущего ремонта) разрабатывается и вводится
в действие стандарт предприятия ’’Взаимоотношения и обязанности под-
разделений НГДУ при производстве текущих ремонтов скважин”.
Стандарты предприятия - основа комплексной системы управления
качеством труда, разрабатываемой и внедряемой на предприятии. Они
обеспечивают взаимосвязь между элементами комплексной системы
управления качеством труда и являются средством повышения его каче-
ства на предприятии. Стандарты предприятия утверждаются его руково-
дителем. Стандарт предприятия ’’Взаимоотношения и обязанности под-
разделений НГДУ при производстве текущих ремонтов скважин” состоит
из следующих разделов: общие положения, сдача скважин в ремонт,
выполнение подготовительных и других работ при текущих ремонтах
скважин, обеспечение бригад оборудованием ПЗУ и скважинными штан-
говыми насосами, обслуживание специальной техникой и транспортом,
сдача скважин из ремонта. Этот стандарт предприятия четко определяет
права и обязанности всех звеньев НГДУ, участвующих в текущем ре-
монте скважин.

ОРГАНИЗАЦИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА
РЕМОНТА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СКВАЖИН

Следующая группа мероприятий заключает в себе организацию и со-
вершенствование контроля качества ремонта скважинного насосного
оборудования и скважин. Контроль качества труда должен быть комплек-
сным и распространяться на все подразделения, принимающие участие
в текущем ремонте скважин: бригады текущего ремонта, подготовитель-
ные бригады, вспомогательные звенья ЦПРС (ЦПКРС), бригаду (цех)
по ремонту насосов, ЦНИПР, цех по добыче нефти и газа, управление
технологического транспорта и тампонажную контору.

Качество работы исполнителей контролируется по следующим пока-
зателям: технологии выполнения работ; объему и своевременности
выполнения работ; трудовой дисциплине; технике безопасности и куль-
туре производства.

Под технологией выполнения работ понимается их выполнение в со-
ответствии с требованиями технологических регламентов, технических
условий, планов проведения операций и других регламентирующих доку-
ментов, а также соблюдение технологической дисциплины.

Объем и своевременность выполнения работ означает выполнение
сменных заданий, установленного объема работ к назначенному сроку,
своевременную доставку вахт и грузов, а также своевременное прибытие
специальной техники на место работ.

Контроль и учет качества работы осуществляются с помощью листков
учета и талонов качества. Листки учета применяются для контроля качест-
ва труда коллективов, т.е. рабочих, объединенных в бригады, а талоны
качества — для контроля качества труда отдельных исполнителей (инже-
нерно-технических работников). Листки учета содержат сведения о наиме-
новании ремонтируемого оборудования или оказываемых услуг, о приеме
в ремонт и сдаче в эксплуатацию, о выявленных в процессе выполнения
работ недостатках, заключение о работе оборудования и испытательном
периоде и регистрацию нарушений.
Талон качества содержит табличный номер, фамилию, имя, отчество
ИТР, дату выдачи, подпись руководителя и шифры показателей, по кото-
рым контролируется качество работ.

Листки учета и талоны качества являются бланками строгой отчетно-
сти и должны иметь порядковый номер регистрации. Форма листков
учета разработана при условии выдачи одного листка учета на бригаду
в месяц. Талон качества выдается каждому инженерно-техническому
работнику на месяц, квартал или год.

В процессе выполнения работ контролируется технология, объем и
своевременность, трудовая дисциплина, техника безопасности и культура
производства, а на стадии сдачи из ремонта или эксплуатации - резуль-
таты ремонтных работ или оказанных услуг.

Выявленные нарушения регистрируются в листке учета или талоне ка-
чества. Право регистрации нарушений:

допущенных рабочими бригад текущего ремонта скважин, рабочими
по ремонту ПЭУ и СШН, предоставляется руководителям ЦПРС (ЦПКРС),
НГДУ, объединения и работникам соответствующих функциональных
служб;

допущенных рабочими подготовительной бригады, вспомогательных
звеньев ЦПРС (ЦПКРС) и рабочими, занятыми на монтаже ПЭУ, предо-
ставляется тем же лицам, а в случае выполнения работ на скважине -
мастерам бригад, для которых эти работы выполняются;

допущенных слесарями по ремонту подъемных агрегатов и водите-
лями (машинистами) специальной техники и транспорта, предоставля-
ется руководителям автоколонн и УТТ, а также мастерам бригад теку-
щего ремонта и руководителям работ, предусмотренных планом ремонта
конкретной скважины;

допущенных инженерно-техническими работниками, предоставляется
их вышестоящим руководителям.

Листок учета и талон качества предъявляются по первому требованию
проверяющего. В случае выявления нарушений проверяющий делает
отметку шифра нарушения, ставит дату и расписывается. Остальные на-
рушения, не зарегистрированные проверяющими, учитывает совет брига-
ды, в который входят мастер, партгруппорг (профгруппорг) и избирае-
мые на общем собрании бригады один - два рабочих.

Совет бригады заседает в конце месяца. Он определяет, какие нару-
шения, кроме зарегистрированных проверяющими, необходимо учесть
при определении качества работы каждого рабочего за истекший месяц.
Решение советов бригады записывается в листок учета за подписью масте-
ра. Создание советов бригад и предоставление им права контроля качества
наравне с должностными лицами позволяет непрерывно контролировать
качество работы бригады во все смены.

По истечении месяца листки учета и талоны качества передаются
в отдел труда и заработной платы НГДУ и УТТ (в зависимости от подчи-
ненности подразделений). Они являются основанием для определения
размера премии за качество работ. Окончательное решение по этому
вопросу принимается совещанием, проводимым в день качества НГДУ
и УТТ.

Выше рассмотрены вопросы организации контроля качества работы,
общие для всех подразделений, участвующих в текущем ремонте. Но
наряду с этим в каждом из таких подразделений имеются свои особенно-
сти, которые рассматриваются ниже.

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ БРИГАД
ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Ежемесячно на каждую бригаду старший инженер ЦПРС (ЦПКРС)
заполняет ’’Листок учета контроля качества выполнения текущих ремон-
тов скважин” (табл. V.3). При этом вносятся наименование НГДУ и объе-
динения, регистрационный номер, номер бригады, фамилия мастера,
месяц и год. В таком виде листок учета выдается мастеру бригады теку-
щего ремонта.

На протяжении месяца по каждой ремонтируемой бригадой скважине
в листке учета делаются отметки о сдаче-приеме из ремонта. Скважина
принимается из ремонта, если нет нарушений требований СТП ’’Взаимо-
отношения и обязанности подразделений НГДУ при производстве теку-
щих ремонтов скважин” и если она проработала после ремонта установ-
ленный в объединении срок. В случае выявления нарушений СТП бригада
текущего ремонта устраняет недостатки и сдает скважину повторно.
Если кто-либо из рабочих бригады текущего ремонта допустил нарушение,
его фамилия, шифр нарушения, дата и номер скважины вписываются
в табл. V.4 на оборотной стороне листка учета. Запись заверяется подпи-
сью лица, выявившего нарушение.

В конце месяца мастер записывает в листок учета решение совета
бригады, а старший геолог ЦДНГ — степени соответствия дебитов нефти
режимным в испытательном сроке. Эти записи заверяются подписями.

НГДУ	Таблица V.3

Объединения ___________________

Регистрационный №

штамп

Листок учета
контроля качества выполнения текущих ремонтов скважин
бригадой № мастера за месяц 19___________________________г.

Номер	Скважину из ремонта		Степень соответ- ствия дебита нефти режим-’ ному	Подпись стар- шего геолога  ЦДНГ
		принял представи- тель ЦДНГ (с ка- кого предъявления сдана скважина, да та и подпись)		
ре мо нтир у е мы х				
скважин	сдал мастер  ТРС (дата и подпись)			
				


Регистрация нарушений

№ пп	Ф.И.О. рабочих бригады	Номер ремонтируемых скважин														
		/  Шифр нару- шения	Дата	Под- ПИСЬ	Шифр нару- шения	Дата	Под- пись	Шифр нару- шения	Дата	Под-  ПИСЬ	Шифр нару- шения	Дата	Под-  ПИСЬ	Шифр нару- шения	Дата	Под- пись
																

Шифры нарушений: 01 - технология выполняемых работ; 02 - объем и своевременность выполнения работ; 03 - трудовая дисцип-
лина; 04 — техника безопасности и культура производства.

Решение совета бригады ____________________________________________________________________________________________

Председатель совета бригады _______________________________

(подпись)
ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ

ПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ БРИГАДЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЗВЕНЬЕВ

Ежемесячно старший инженер ЦПРС (ЦПКРС) для подготовительной
бригады и каждого из вспомогательных звеньев открывает ’’Листок
учета контроля качества выполнения подготовительно-заключительных
и вспомогательных работ к текущим ремонтам скважин” (табл. V.5).
При этом вносятся наименование НГДУ и объединения, регистрационный
номер, фамилия мастера, месяц и год. В таком виде листки учета выда-
ются мастеру подготовительной бригады и руководителям вспомогатель-
ных звеньев.

В течение месяца мастер подготовительной бригады и руководители
подготовительных звеньев вписывают в листок учета номера ремонтиру-
емых скважин и наименование всех выполненных на них работ. Прове-
денные на каждой скважине работы принимаются мастерами текущего
ремонта, о чем они расписываются в листке учета. На оборотной стороне
листка учета (см. табл. V.4) регистрируются допущенные рабочими
в течение месяца нарушения, которые заверяются подписью лица, выявив-
шего эти нарушения.

Записи о нарушениях имеет право вносить наряду с другими лицами
и мастер текущего ремонта, если эти нарушения были допущены подго-
товительной бригадой или вспомогательными звеньями.

В конце месяца в листок учета вписывается решение совета бригады.

нгду_________________

Объединения________________

ТаблицаУ.5

Регистрационный №

Листок учета
контроля качества выполнения подготовительно-заключительных
и вспомогательных работ к текущим ремонтам скважин

мастер  за  месяц 19_______________________ г.

Номер ремонти- руемых скважин и наи- менование работ	Выполненную работу	
	сдал исполнитель (дата и подпись)	принял мастер ТРС (дата и подпись)
		
ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ БРИГАДЫ (ЗВЕНА)
ПО РЕМОНТУ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

Ежемесячно старший инженер цеха открывает на бригаду по ремонту
насосов ’’Листок учета контроля качества ремонта скважинных штанго-
вых насосов” (табл. V;6), заполняя при этом наименование НГДУ и объе-
динения, регистрационный номер, месяц и год. В таком виде листок
учета передается мастеру, возглавляющему бригаду по ремонту обору-
дования.

На протяжении месяца в листок учета вписываются все типы и номера
отремонтированных в текущем месяце насосов и номера скважин, в кото-
рые эти насосы спущены. Такие же записи делаются по насосам, отремон-
тированным в прошлые месяцы, но спускаемым в скважины в текущем
месяце.

В процессе ремонта насосов контролируется качество работ по показа-
телям (шифр 01-04). В случае выявления нарушений делаются отметки
в таблице регистрации нарушений листка учета (табл. V.7). Все спущен-
ные в скважину насосы сдаются в экусплуатацию представителю ЦДНГ,
вызванному для приема скважины из текущего ремонта. Насос считается
сданным в эксплуатацию с первого предъявления при отсутствии обосно-
ванных претензий со стороны представителя ЦДНГ и если он отработал
установленный в объединении испытательный срок.

В случае неисправности насоса в листке учета делается запись, что
насос в эксплуатацию не принят, неисправный насос возращают в мастер-
скую, а на скважину завозят и спускают новый насос.

Запись в листке учета о приеме насосов в эксплуатацию делает стар-
ший технолог (старший инженер) ЦДНГ после окончания испытательно-
го срока. Для этого он получает необходимую информацию о работе
насоса в течение испытательного срока.

НГДУ___________________ Таблица V.6

Объединения	Регистрационный №

штамп

Листок учета
контроля качества ремонта скважинных штанговых насосов
за месяц 19________________________г.

Тип и номер ре- мо нтир у е мо го насоса	Номер ремонти- руемых скважин, в которую спу- щен насос	Насос в эксплуатации	
		сдал мастер по ре- монту насосов (да- та и подпись)	принял представитель ЦДНГ (с какого предъяв- ления , дата и подпись)
			
Шифры нарушений: 01 - технология выполнения работ; 02 - объем и своевре-
менность выполнения работ; 03 - трудовая дисциплина;
04 - техника безопасности и культура производства.

Решение совета бригады ____________________________________________________

Председатель совета бригады __________________________

(подпись)

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ ПРИ ПОДГОТОВКЕ,
РЕМОНТЕ И МОНТАЖЕ ПЗУ

На стадии подготовки или ремонта ПЗУ контроль качества работы
осуществляется с помощью ’’Листка учета контроля качества подготов-
ки и ремонта ПЗУ” (табл. V.8). Его ежемесячно заполняет старший инже-
нер цеха (участка) по ремонту ПЗУ, внося при этом наименование НГДУ
и объединения, регистрационный номер, месяц и год, и передает мастеру
по ремонту ПЗУ. В течение месяца в листок учета вписываются фамилии
рабочих, допустивших нарушения, шифры нарушений, дата и подпись.

На стадии монтажа ПЗУ для контроля качества работы применяется
’’Листок учета контроля качества монтажа ПЗУ” (табл. V.9). Ёго ежеме-
сячно открывает старший инженер цеха (участка) по ремонту ПЗУ, впи-
сывая при этом наименование НГДУ и объединения, регистрационный
номер, месяц и год. В таком виде листок учета передается инженеру-
технологу (мастеру) по ремонту ПЗУ.

По каждому комплекту доставленного на скважину для монтажа обо-
рудования ПЗУ в листке учета делаются отметки о его сдаче-приеме
в эксплуатацию, с какого предъявления, и регистрируются нарушения
(табл. V. 10), допущенные в процессе выполнения работ.
НГДУ--------------------- Таблица V.8

Объединения	Регистрационный № 

штамп

Листок учета

контроля качества подготовки и ремонта ПЭУ за месяц 19 _ г.

Регистрация нарушений

№ пп	Ф.И.О. рабочих, ремонтирующих оборудование	Шифр нарушения	|Дата	1	^Подпись	I	|Шифр нарушения 1	Дата	Подпись	Шифр нарушения	Дата	Подпись	Шифр нарушения	| Дата	|	Подпись	|	Шифр нарушения |	! Дата	Подпись
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
						1.	Нао	ОС								
																
																
						2. П	ЭД									
																
																
					3.	1ро	тект	ор								
																
																
					4	Ка	5ель									
																

Шифры нарушений: 01 —технологиявыполняемых работ; 02 - объем и своевре-
менность выполнения работ; 03 - трудовая дисциплина;

04—техника безопасности и культура производства; 05 -
сдача с первого предъявления.

Решение совета бригады_________________________________________________

Председатель совета бригады 

(подпись)
штамп

Листок учета

контроля качества монтажа ПЗУ за месяц 19______________ г.

Номер
ремонти-
руемых
скважин

сдал мастер по ре-
монту насосов
(дата и подпись)

ПЗУ в эксплуатацию

принял предста-
витель ЦДНГ
(с какого предъя-
вления, дата, под-
пись)

Таблица V .10

Шифры нарушений: 01 - технология выполняемых работ; 02 - объем и своевре-
менность выполнения работ; 03 — трудовая дисциплина;
04 - техника безопасности и культура производства.

Решение совета бригады ____________________________________________________

Председатель совета бригады___________________

(подпись)
Каждый комплект оборудования сдается в эксплуатацию представи-
телю ЦДНГ после спуска в скважину и запуска в работу. Установка счи-
тается введенной в эксплуатацию с первого предъявления, если в про-
цессе ее запуска не выявлены какие-либо неисправности по причине
некачественного ремонта или монтажа, повлекшие за собой повторный
ремонт скважины, и если она отработала установленный в объединении
испытательный срок. В случае отказа ПЭУ в процессе ее запуска в работу
и невозможности устранения неисправностей без подъема установки
представитель ЦДНГ делает запись, что установка в эксплуатацию не при-
нята, неисправную установку возвращают в цех, а на скважину завозят
и спускают новую.

Со стороны заказчика все записи в ’’Листке учета контроля качества
монтажа ПЭУ” делает старший технолог (старший инженер) ЦДНГ. Для
этого он получает необходимую информацию от лиц, принимавших сква-
жину в эксплуатацию.

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ БРИГАДЫ
ПО ТЕКУЩЕМУ РЕМОНТУ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
ПОДЪЕМНЫХ АГРЕГАТОВ

Ежемесячно начальник колонны УТТ на каждый находящийся в ра-
боте подъемный агрегат открывает ’’Листок учета контроля качества
текущего ремонта и технического обслуживания подъемных агрегатов”
(табл. V. 11), заполняя наименование УТТ и объединения, регистрацион-
ный номер, месяц и год, а также фамилии рабочих бригады по ремонту
подъемников. В таком виде листок учета передается мастеру бригады
текущего ремонта.

На протяжении месяца, по каждому ремонтируемому бригадой сле-
сарей-ремонтников подъемному агрегату в листке учета делаются записи
о его сдаче-приеме в эксплуатацию, регистрируются нарушения (табл.

Таблица V.11

УТТ	Регистрационный №

Объединения	штамп

Листок учета

контроля качества текущего ремонта и технического обслуживания
подъемных агрегатов за месяц 19___________г.

Марка и инвентарный номер подъемного агрегата	Вид работ (техническое обслуживание, ремонт)	Подъемный агрегат в эксплуатацию	
		сдал представи- тель УТТ (дата и подпись)	принял мастер текущего ремонта (дата и подпись)
			
Регистрация нарушения

№ пп	Ф.И.О. рабочих по ремонту подъемников	Вид работ (техническое обслуживание, ремонт)	Шифр наруше- ния	Дата	Подпись выявившего нарушение

Шифры нарушений: 01 - технология выполнения работ; 02 - объем и своевремен-
ность выполнения работ; 03 - трудовая дисциплина; 04 - тех-
ника безопасности и культура производства.

Таблица V .13

Регистрация простоев подъемника

№ пп	Дата	Простой			Подпись мастера (оператора)
		ОТ ч, мин	до  ч, мин	продолжитель- ность, ч	
					

Мастер бригады ___________________________

(подпись)

V.12), допущенные в процессе выполнения работ, и простои подъемников
в рабочее время (табл. V.13).

Подъемный агрегат считается введенным в эксплуатацию с первого
предъявления, если на протяжении установленного УТТ и СТ испытатель-
ного срока никаких замечаний к его работе не имеется.

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА РАБОТЫ ВОДИТЕЛЕЙ
(МАШИНИСТОВ) СПЕЦИАЛЬНОЙ ТЕХНИКИ И ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ
ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТАХ СКВАЖИН

Контроль качества работы водителей (машинистов) специальной тех-
ники и транспортных средств осуществляется в помощью ’’Листка учета
контроля качества обслуживания специальной техники и транспортных
средств бригадой”, оформляемого отделом эксплуатации УТТ на месяц
для каждой бригады текущего ремонта (табл. V.14).

При наличии нарушений в листке учета записывается наименование
работ, при которых допущены нарушения, тип специальной техники
и транспортных средств с указанием номера регистрации, фамилия, имя,
отчество водителя (машиниста), шифр нарушения, дата и подпись лица,
выявившего нарушение.
Таблица V.14
------------------УТТ	Регистрационный N-

Объединения штамп

Листок учета
контроля качества обслуживания специальной техники
и транспортных средств
бригадой за  месяц 19 г.

Наименование Тип специальной техники и тран- „ПР«.™Й спорта, номер »°Д"«ля операций регистрацииР (машиниста)	Регистрация нарушений  шифр	подпись лица,  нарушения	дата	выявившего  нарушение

Шифры нарушений: 01 - технология выполнения работ; 02 - объем и своевре-
менность оказания услуг; 03 - трудовая дисциплина; 04 -
техника безопасности и культура производства.

Мастер бригады_______________________

(подпись)

ПОВЫШЕНИЕ КВАЛИФИКАЦИИ И УЛУЧШЕНИЕ СИСТЕМЫ
МАТЕРИАЛЬНОГО И МОРАЛЬНОГО СТИМУЛИРОВАНИЯ

Мероприятия этой группы должны быть направлены на улучшение
квалификации состава всех подразделений, занятых в текущем ремонте
скважин, и обучение их прогрессивным формам и методами улучшения
качества труда.

Для этой цели разрабатываются программы обучения рабочих и инже-
нерно-технических работников. Программы должны предусматривать
изучение системы управления качеством труда, применяемой в отрасли,
системы, внедряемой в НГДУ, изучение особенностей внедрения системы
управления качеством труда в текущем ремонте скважин, а также повы-
шение общего квалификационного уровня рабочих и ИТР.

Реализация программ осуществляется через организуемые для обуче-
ния ИТР и рабочих специальные учебные группы, работающие без отрыва
от производства, через систему экономического образования, учебно-
курсовые комбинаты, инструкторские вахты и бригады.

• Система материального поощрения работников за улучшение качест-
венных результатов их личного труда является важнейшим экономичес-
ким рычагом ь привлечении к управлению качеством рабочих, инженер-
но-технических работников и служащих.
Материальная заинтересованность работников в высоком качестве
продукции обеспечивается прежде всего правильно выбранной формой
заработной платы. В подразделениях, занятых в текущем ремонте сква-
жин, применяется как сдельно-премиальная, так и повременно-премиаль-
ная система оплаты труда.

В бригадах текущего ремонта скважин, работа которых имеет решаю-
щее влияние на сокращение простоев скважин, применяется сдельно-
премиальная оплата труда. Ежедневный объем работ подготовительной
бригады полностью зависит от складывающегося сочетания этапов ремон-
та скважин бригадами текущего ремонта (переезд, монтаж оборудования,
спуско-подъемные операции и т.д.). В связи с этим трудно обеспечить
равномерную загрузку звеньев подготовительной бригады. Поэтому
в подготовительных бригадах применяется повременно-премиальная фор-
ма оплаты труда рабочих. Такая же форма оплаты труда применяется в
подразделениях, ремонтирующих насосы.

Анализ действующих положений о премировании рабочих, инженерно-
технических работников и служащих, занятых в текущем ремонте сква-
жин, показывает, что содержащиеся в них показатели и условия преми-
рования мало заинтересовывают работников в повышении качества
работы. В значительной мере это объясняется отсутствием показателей,
позволяющих оценить качество работы.

Для количественной оценки качества работы подразделений, занятых
в текущем и капитальном ремонте скважин, рекомендуется использовать
интегральный показатель качества, представляющий собой обобщающее
условное численное выражение показателей, характеризующих работу
исполнителей. Максимально возможное значение интегрального показа-
теля качества принимается равным единице. Плановая величина этого
показателя, при достижении которой работа считается выполненной ка-
чественно, устанавливается отдельно для каждого подразделения НГДУ
или УТТ и должна находиться в пределах 0,85—1,00. Для исполнителей
конкретно взятого подразделения интегральный показатель качества
включает в себя количественные показатели и условия, предусмотренные
положением о премировании работников данного подразделения, и пока-
затели, характеризующие качественное выполнение работ этими работ-
никами. Примерные показатели, характеризующие качество выполняемых
работ по категориям исполнителей, приведены в табл. V.15.

В этой таблице наряду с известными показателями приведены новые,
которые раньше не применялись. Дадим определение каждому из этих
показателей.

Коэффициент соответствия фактического дебита нефти режимному
(Д) представляет собой отношение числа отремонтированных бригадой
в текущем месяце скважин, фактический дебит которых соответствует
режимному («$), к общему числу отремонтированных бригадой в том
же месяце скваЖин (лос) :

Д = nqlnoc.	(V.1)
Примерные показатели, оценивающие качество работы исполнителей,
занятых в текущем ремонте скважин

Категории работников	Показатели, оценивающие качество работы
Рабочие бригад текущего ремонта скважин	Норматив недобора нефти по ремонтируемым бригадой скважинам  Коэффициент сдачи бригадой скважин с первого предъявления  Коэффициент соответствия дебита нефти режим- ному по отремонтированным бригадой скважи- нам  Межремонтный период по ремонтируемым бри- гадой скважинам  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие звена по глушению сква- жин	Норматив недобора нефти по ремонтируемым цехом скважинам  Достигнутый по цеху коэффициент соответствия дебита нефти режимному  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие других звеньев подгото- вительной бригады, вспомогатель- ных служб и мастера по подготовке к ремонтам  Рабочие и мастера бригады по ре- монту штанговых насосов	Норматив недобора нефти по ремонтируемым цехом скважинам  Число зарегистрированных нарушений  Норматив недобора нефти по ремонтируемым цехом скважинам  Коэффициент ввода СШН с первого предъявле- ния  Межремонтный период по скважинам, оборудо- ванным СШН  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие и ИТР, занятые на ремонте ПЭУ	Норматив недобора нефти по цеху Коэффициент качества ремонта ПЭУ Межремонтный период по скважинам, оборудо- ванным ПЭУ  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие и ИТР, занятые на монтаже ПЭУ	Норматив недобора нефти по цеху Коэффициент качества монтажа ПЭУ Межремонтный период по скважинам, оборудо- ванным ПЭУ  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие бригад по ремонту подъем- ных агрегатов	Коэффициент сдачи подъемных агрегатов с пер- вого предъявления  Норматив простоев подъемных агрегатов в ре- монте и техническом обслуживании  Число зарегистрированных нарушений
Категории работников	Показатели, оценивающие качество работы
Водители (машинисты) специаль- ной техники и автотранспортных средств  ИТР и служащие ЦПРС (ЦПКРС), кроме мастеров текущего ремонта и мастеров по подготовке скважин к ремонтам	Число зарегистрированных нарушений  Норматив недобора нефти по ремонтируемым цехом скважинам  Достигнутый по цеху коэффициент соответст- вия дебита нефти режимному  Межремонтный период по всему фонду скважин  Число зарегистрированных нарушений
Мастера бригад текущего ремонта скважин	Норматив недобора нефти по ремонтируемым цехом скважинам  Коэффициент качества работы мастера Межремонтный период по ремонтируемым бригадой скважинам
ИТР по ремонту ПЭУ, кроме заня- тых непосредственно на ремонте и монтаже ПЭУ	Норматив недобора нефти по цеху (участку) Коэффициент сдачи ПЭУ с первого предъявле- ния  Межремонтный период по скважинам, оборудо- ванным ПЭУ  Число зарегистрированных нарушений
Рабочие, занятые на химической об- работке (интенсификации) скважин на ремонте и обслуживании обору- дования бригад текущего ремонта в полевых и стационарных условиях на обслуживании электрооборудо- вания	Норматив недобора нефти по цеху Число зарегистрированных нарушений

Коэффициент сдачи скважин из ремонта с первого предъявления
(Кс) представляет собой отношение числа скважин, сданных в данном
месяце бригадой (цехом) с первого предъявления (Идд^к общему числу
отремонтированных бригадой (цехом) скважин (иос) :

К =	(V.2)

Лос

Коэффициент ввода в эксплуатацию ПЭУ (СШН) с первого предъяв-
ления представляет собой отношение числа установок (насосов), вве-
денных в эксплуатацию в данном месяце с первого предъявления (Ид),
к общему числу доставленных на скважины установок (насосов) (п^):

Коэффициент качества ремонта ПЭУ представляет собой отношение
числа качественно отремонтированных в данном месяце ПЭУ к общему
числу отремонтированных в том же месяце ПЭУ:

К = —-М--------,	(V.4)

где пм - общее число отремонтированных в данном месяце ПЭУ; пн0 -
число некачественно отремонтированных ПЭУ из числа спущенных в дан-
ном месяце.

Коэффициент качества монтажа ПЭУ (Ккм) представляет собой отно-
шение числа качественно смонтированных в данном месяце ПЭУ к обще-
му числу смонтированных в том же месяце ПЭУ:

Ккм = ”М1 ~ Пцс--------,	(V.5)

км	„м1

где пМ1 - общее число смонтированных в данном месяце ПЭУ; инс - чис-
ло некачественно смонтированных ПЭУ из числа монтируемых в данном
месяце.

Коэффициент сдачи подъемных агрегатов с первого предъявления
(Ка) представляет собой отношение числа ремонтов, после которых
подъемники приняты с первого предъявления (лап), к общему числу
проведенных в данном месяце ремонтов подъемников (па) :

Ка = «ап/«а-	(V.6)

Неисправность (нарушение) представляет собой отклонение от задан-
ного режима работы, технологии ремонта или требований стандарта
предприятия. В НГДУ и УТТ устанавливается цена одного нарушения
в долях единицы (например, 0,01).

Работу мастера текущего ремонта характеризуют в основном три
показателя: уровень организации ремонтных работ, выполнение запла-
нированной технологии их производства и достижение режимных деби-
тов по отремонтированным скважинам.

Уровень организации работ бригады характеризует коэффициент про-
изводительного времени, представляющий собой отношение производи-
тельного времени бригады впр к общему балансу календарного времени
той же бригады в0 за месяц:

П = впр/в0.	(V.7)

Выполнение запланированной технологии можно оценить с помощью
коэффициента соответствия технологии текущего ремонта скважины
заданной (Т), представляющего собой отношение числа отремонтирован-
ных в текущем месяце бригадой скважин по заданной технологии (от-
сутствие повторных подъемов, брака в работе и т.д.) (с3) к общему чис-
лу отремонтированных бригадой в том же месяце скважин (с0).

Т=с3/со.	(V.8)
Достижение по отремонтированным скважинам режимных дебитов
предлагается оценивать с помощью коэффициента соответствия дебита
нефти скважин режимному (Д). Формула для определения этого коэф-
фициента приведена выше (V.1).

Каждый отдельно взятый из этих показателей характеризует только
одну из сторон работы мастера и не отображает качество его работы в
целом. Для суммарной оценки качества работы мастера представляется
целесообразным ввести интегральный показатель, являющийся произ-
ведением трех вышеуказанных показателей:

Кн = ПДТ = —Внр С,зСД	(V.9)

восо

Первую составляющую интегрального показателя качества работы
мастера (П) легко найти из баланса календарного времени работы бри-
гад текущего ремонта скважин, который составляет планово-экономи-
ческая служба НГДУ.

Режимный дебит нефти выбирается из технологических режимов
работы скважин, утверждаемых руководством НГДУ. Для расчета коэф-
фициента соответствия дебита нефти скважин режимному (Д) необхо-
димо заранее установить допустимое отклонение фактического дебита
от режимного в процентах (например, 10 %). Если фактический дебит
нефти после ремонта отклоняется от режимного в пределах допустимой
величины, то считается, что по этой скважине он соответствует режим-
ному.

Коэффициент соответствия технологии текущего ремонта скважины
заданной (Т) определяется на основании документов, в которых зафик-
сирована фактическая технология проведения ремонтных работ. Такими
документами (сводками, актами, описаниями и т.д.) располагает про-
изводственный отдел НГДУ.

Таким образом, все три составляющие интегрального показателя
качества работы мастера легко определяются. Величину П должен рас-
считывать плановый отдел НГДУ, Д — геологический, а Т — производст-
венный.

Теоретически максимальная величина составляющих интегрального
показателя качества, а следовательно, и самого интегрального показате-
ля может быть равной единице. Практически это значение может быть
достигнуто только по коэффициенту соответствия технологии текущего
ремонта заданной и коэффициенту соответствия дебита нефти скважин
режимному. Что касается коэффициента производительного времени,
то он почти всегда будет меньше единицы. Следовательно, максимальная
величина интегрального показателя качества работы мастера также всег-
да будет меньше единицы. Из этого следует, что для практического ис-
пользования вышеуказанного интегрального показателя необходимо
заранее установить его плановую величину, которая, как это нетрудно
заметить, будет определиться в основном плановой величиной коэффи-
циента производительного времени П (например, 0,95).
Конкретные показатели для оценки качества работы каждой из (см.
табл. V.15) категорий работников устанавливаются руководством нефте-
газодобывающего управления, управления технологического транспорта
и тампонажной конторы.

Достигнутая в текущем месяце величина каждого из рассмотренных
выше коэффициентов и число нарушений определяются из листков учета
и талонов качества. Остальные показатели (межремонтный период и
объем недобора нефти) рассчитываются по действующим в НГДУ мето-
дикам.

Величина интегрального показателя качества работы определяется
ежемесячно для каждого исполнителя путем вычитания из единицы сум-
мы величины снижения качества труда по показателям

Пи = 1 - (НЦ + 2ДП),	(V.10)

где Пи - интегральный показатель качества; Н - число зарегистрирован-
ных нарушений; Ц - цена одного нарушения; 2 ДП - сумма величины
снижения качества труда по остальным показателям (кроме наруше-
ний).

Для расчета интегрального показателя качества работы конкретного
исполнителя в НГДУ устанавливается в долях единицы цена одного нару-
шения, а также одного процента недовыполнения плановой величины
межремонтного периода, одного процента превышения планового объема
недобора нефти и превышения нормы простоев подъемных агрегатов
в ремонте и техническом обслуживании.

Путем умножения цены одного нарушения на их число, а также цены
одного процента недовыполнения на общее недовыполнение получаем
величины снижения интегрального показателя качества за счет нарушений,
недовыполнения плановой величины межремонтного периода и превыше-
ния запланированного объема недобора нефти.

Величина снижения интегрального показателя качества за счет рассмот-
ренных коэффициентов определяется разницей между единицей и их дос-
тигнутыми уровнями.

Сумма премии для выплаты конкретному исполнителю определяется
при умножении начисленной премии на величину интегрального показа-
теля качества.

Пример. Оператор текущего ремонта скважин допустил за месяц два
нарушения. Из пяти сданных бригадой в этом месяце скважин одна сдана
со второго предъявления, по одной скважине дебит нефти не соответст-
вует режимному. Кроме того, величина МРНпо обслуживаемым бригадой
скважинам меньше плановой на 1 %, а объем недобора нефти превышает
установленный бригаде на 8 %. Цена одного нарушения и одного процента
составляет 0,01. Необходимо определить величину интегрального пока-
зателя качества Г^.

По формуле (V.2) определяем коэффициент сдачи скважин с первого
предъявления: Кс = 4/5 = 0,8. Коэффициент соответствия дебита нефти
режимному Д = 4/5 = 0,8. Подставив значения в формулу (V.10), полу-
чим пи = 1 — [2 0,01 + (1-0,8) + (1 -0,8) + 1-0,01 + 8-0,01] =0,49.

Допустим, что этому оператору на июль месяц начислено 82 руб
премии. Тогда премия к выплате составит 82 -0,49 = 40,18 руб.

Так определяется интегральный показатель, если для оценки качест-
ва работы бригады текущего ремонта в НГДУ используются все пере-
численные показатели (см. табл. V.10).

Допустим, что для оценки качества работы бригад текущего ремонта
скважин используется только число зарегистрированных нарушений и
коэффициент сдачи скважин с первого предъявления. Тогда Пи = 1 —
- [(2-0,01) + (1 -0,8)] = 0,78.

Премия к выплате составит 82-0,78 = 63,96 руб.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ
ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ

Объединению далеко не безразлично, во что обходится по затратам
труда увеличение объема добычи нефти. Если затраты на текущий ремонт
скважин, отнесенные на единицу добычи нефти при внедрении системы
управления качеством труда, резко увеличиваются, то возникает вопрос
о целесообразности повышения качества ремонтов. Следовательно, в каж-
дом конкретном случае необходимо давать оценку экономической целе-
сообразности повышения качества.

Оценить эффективность повышения качества текущих ремонтов сква-
жин можно по двум критериям. С одной стороны, выполнение всего
комплекса мероприятий по повышению качества должно обеспечить
достижение желаемой степени соответствия планируемого дебита нефти
режимному, а с другой - отношение суммы основных и дополнитель-
ных (на повышение качества) затрат к фактической добыче нефти не
должно превышать плановые расходы по текущему ремонту скважин на
добычу 1 т нефти и газа.

Первый критерий записывается в следующем виде:

СТ1 + СТ2 +    + стз

------------------------- > 0,9,	(V.11)
и

второй критерий

- ? j_A3K .. < с ,	(V.12)

<2ф	Р

гдест1,ст2, . . . , ст„ - суммарные месячные степени соответствия деби-
тов нефти режимным в рассматриваемом периоде времени; п — число
рассматриваемых месяцев; 3, ДЗК — основные и дополнительные затра-
ты на текущий ремонт подземного оборудования, руб; — фактичес-
кая добыча нефти по НГДУ за рассматриваемый период времени, т;
Ср — доля затрат на текущий ремонт в себестоимости добычи нефти и га-
за, руб.
Оценка эффективности системы управления качеством текущих ре-
монтов позволяет избежать неоправданных затрат на ее внедрение.

ТИПОВОЙ СТАНДАРТ ПРЕДПРИЯТИЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.	Текущий ремонт скважин - важнейший элемент производствен-
ной деятельности НГДУ, призванный поддерживать в работоспособном
состоянии добывающий фонд скважин.

1.2.	Текущий ремонт нефтяных и нагнетательных скважин проводит-
ся бригадами текущего ремонта ЦПКРС в соответствии с утвержденным
месячным планом оперативными графиками ремонта скважин. По отно-
шению к ЦДНГ и ЦППД ЦПКРС является исполнителем ремонтов.

1.3.	Объем ремонтных работ на скважинах определяется ЦЦНГ и
ЦППД. По отношению к ЦПЮ*С они являются заказчиками ремонтов.

1.4.	Заказчики ремонтов (ЦДНГ и ЦППД) периодически передают
в ЦИТС по телефону номера скважин, требующих ремонта. Передача
ведется не реже одного раза в три дня.

1.5.	ЦИТС определяет очередность текущего ремонта скважин и
составляет оперативный график движения бригад текущего ремонта
скважин. После согласования с руководством НГДУ оперативный график
сообщается БПО, ЦПКРС, заказчикам и ЦНИПР. Изменять график допус-
кается только по разрешению руководства НГДУ.

1.6.	Очередность текущего ремонта скважин устанавливается по пока-
зателю приоритета

гоб

где qQ — ожидаемый начальный дебит нефти скважины после ремонта,
т/сут; q — дебит нефти скважины перед текущим ремонтом, т/сут; гоб -
время нахождения скважины в ремонте, сут.

1.7.	В график движения бригад текущего ремонта при каждом его
составлении включается на менее двух скважин на каждую бригаду.

1.8.	На каждую включенную в график текущих ремонтов скважину,
составляется план-заказ.

План-заказ составляется в двух экземплярах старшим геологом или
старшим инженером ЦДНГ (ЦППД), согласовывается по телефону (ра-
дио) с ЦИТС и ЦПКРС и подписывается начальником ЦДНГ. Согласован-
ный план-заказ регистрируется в специальных журналах ЦИТС. На согла-
сованном плане-заказе ставится дата и номер записи согласования и под-
пись лица, проводившего его.

Один экземпляр плана-заказа ЦДНГ или ЦППД выдается мастеру
бригады ЦПКРС, выполняющей ремонт, не позже чем за три дня до начала
ремонта. Второй экземпляр плана-заказа остается в ЦДНГ (ЦППД).
На основании составленного ЦДНГ плана-заказа старший инженер ЦПКРС
по нормированию до переезда бригады на ремонтируемую скважину
выдает ей укрупненный технический наряд. В случае оперативного изме-
нения графика ремонта скважин план-заказ выдается бригаде в течение
четырех часов с момента получения сообщения об изменении графика.
Изменение плана-заказа проводится по взаимному согласованию заказ-
чика, исполнителя и ЦИТС с разрешения руководства НГДУ.

На работы по ликвидации осложнений и аварий, возникших в процес-
се текущего ремонта, исполнитель составляет план-заказ, утверждаемый
главным инженером и главным геологом НГДУ.

1.9.	В процессе ремонта скважины в производственно-диспетчерскую
службу ЦПКРС ежесменно передается информация о ходе ремонтных
работ. Эту информацию передает мастер, а в его отсутствие бурильщик
или оператор. Из ПДС информация поступает в ЦИТС, а из ЦИТС - ру-
ководству НГДУ.

Информация о всех возникающих при ремонтных работах осложне-
ниях передается в ПДС немедленно, которая в свою очередь сообщает
эту информацию в ЦИТС и руководству ЦПКРС, а ЦИТС - руководству
НГДУ.

ПОРЯДОК СДАЧИ СКВАЖИН В РЕМОНТ

1.1.	Каждая поступающая в текущий ремонт скважина сдается пред-
ставителем заказчика бригаде текущего ремонта скважин.

1.2.	До начала переезда бригады на скважину мастер бригады, а в его
отсутствие бурильщик или оператор сообщает заказчику о необходимости
сдачи скважины в ремонт. Сообщение передается непосредственно заказ-
чику, а при невозможности — через ПДС цеха или ЦИТС не менее чем за
шесть часов до прибытия бригады на скважину.

1.3.	Дата и время передачи и получения сообщения о необходимости
сдачи скважины в ремонт фиксируются передающими и принимающими
лицами в оперативном журнале. Представитель заказчика обязан прибыть
на скважину для ее сдачи в ремонт в течение трех часов с момента полу-
чения сообщения от исполнителя.

1.4.	При передаче скважины в ремонт мастер бригады проверяет:

исправность станции управления;

исправность станка-качалки;

исправность электропусковой аппаратуры;

исправность ограждений станка-качалки;

исправность задвижек фонтанной арматуры или устьевой обвязки;
исправность площадок для обслуживания устьевого оборудования;
наличие шпилек и гаек на фланцевых соединениях;

состояние полированного штока;

загрязненность устьевого оборудования;

планировку приустьевой территории;

загрязненность территории.

1.5.	Сдача скважины в ремонт оформляется актом при участии пред-
ставителя заказчика и исполнителя. Акт составляется в двух экземпля-
pax. Один экземпляр остается у мастера бригады ЦПКРС, а второй пере-
дается руководству ЦДНГ (ЦППД).

1.6.	Если какая-либо из сторон имеет замечания в отношении состоя-
ния оборудования или территории, то они фиксируются в акте на сдачу
скважины в ремонт и учитываются при сдаче скважины из ремонта.

1.7.	При сдаче скважины в ремонт представитель заказчика обязан
ознакомить бригаду с существующей схемой обвязки скважин с целью
транспортирования продукции скважины на групповой нефтесборный
пункт.

1.8.	Если до переезда бригады на скважину представитель заказчика
не прибыл для сдачи скважины в ремонт, то мастер бригады или оператор
принимают скважину в ремонт в одностороннем порядке. Претензии
заказчика по устранению недостатков, не зафиксированные в акте сдачи
скважин в ремонт, в этом случае не принимаются.

1.9.	Мастер бригады текущего ремонта скважин обязан в установлен-
ные сроки организовать испытание ограничителя подъема талевого блока
и проверку сопротивления заземления и изоляции кабеля, на что у него
должны быть оформлены акты.

1.10.	После установки агрегатов, оборудования и обустройства сква-
жин, принятых в текущий ремонт, выдается разрешение на проведение
соответствующих работ. Разрешение на проведение текущих ремонтов
выдается комиссией в составе старшего инженера (старшего мастера)
ЦПКРС (председателя), ИТР участка по ремонту ПЭУ и мастера бригады,
проводящей текущий ремонт, и оформляется актом, который выдается
мастеру.

1.11.	Исполнитель несет ответственность за состояние скважины с
момента ее приема в ремонт до момента ее сдачи после ремонта.

ВЫПОЛНЕНИЕ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ И ДРУГИХ РАБОТ
ПРИ ТЕКУЩИХ РЕМОНТАХ СКВАЖИН

1.1.	До передачи скважины в ремонт ЦДНГ (ЦППД) обязан обеспечить
наличие площадки для установки агрегата, устьевой площадки, а также
якорей для крепления оттяжек подъемников.

1.2.	После приема скважины в ремонт до начала переезда бригады
текущего ремонта звено по монтажу и демонтажу оборудования прове-
ряет наличие площадки для установки агрегата, устьевой площадки
якорей для крепления оттяжек подъемника, перевозит и монтирует при-
емные мостики, устанавливает емкость. На участках, где нет специали-
зированного звена, эти работы выполняются силами бригад Текущего
ремонта.

1.3.	Глушение скважин, склонных к нефтегазопроявлениям, проводит
бригада текущего ремонта скважин, а в остальных случаях — специализи-
рованное звено подготовительной бригады.

1.4.	Подключение электрооборудования проводится электротехничес-
ким персоналом ЦПКРС. В отдельных случаях, при невозможности выпол-
нения работ электротехническим персоналом ЦПКРС, работы по устране-
нию повреждений или подключению проводятся персоналом ПРЦЭО и ЭС
посредством электродиспетчерской службы по заявке ответственных
лиц.

1.5..	Погрузку, разгрузку и транспортирование на ремонтируемые
скважины и со скважин насосно-компрессорных труб, штанг, ловильно-
го и другого инструмента, досок, бревен осуществляет звено по обеспе-
чению оборудованием и инструментом по заявкам мастеров текущего
ремонта скважин в указанные в заявках сроки.

1.6.	После окончания ремонта скважины звено по монтажу и демон-
тажу оборудования проводит демонтаж и перевозку на следующую сква-
жину передвижных приемных мостов, емкостей для глушения скважин,
а также очищает оборудование и территорию от загрязненности. При от-
сутствии специализированного звена эти работы выполняет бригада
текущего ремонта скважин.

1.7.	Ремонт закрепленного за бригадами механического оборудова-
ния проводит бригада по ремонту механического оборудования, а об-
служивание электрооборудования — бригада по его обслуживанию по
заявкам мастеров текущего ремонта в указанные в заявках сроки.

1.8.	Монтаж и демонтаж погружных электроустановок на скважинах
обеспечивает цех (участок) по ремонту ПЭУ. Работы по монтажу—де-
монтажу ПЭУ должны вестись непрерывно.

1.9.	При выполнении текущего ремонта заказчик обязан вести конт-
роль за выполнением работ, предусмотренных планом, обеспечить реви-
зию и необходимый ремонт наземного оборудования скважины.

1.10.	Ревизия и ремонт наземного оборудования скважины проводит-
ся по согласованию с мастером текущего ремонта с соблюдением дейст-
вующих правил техники безопасности.

1.11.	При выполнении ремонтных работ бригада текущего ремонта
не устраняет недостатки и неисправности, допущенные заказчиком. Устра-
нение отдельных из этих недостатков и неисправностей проводится в том
случае, когда такие работы может выполнить только бригада текущего
ремонта и они предусмотрены планом-заказом.

1.12.	Недостатки и неисправности, которые можно выявить только
в процессе выполнения ремонтных работ на скважине, устраняются бри-
гадой текущего ремонта скважин по согласованию с руководством
ЦПКРС, ЦИТС и заказчиком.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БРИГАД ОБОРУДОВАНИЕМ ПЭУ И СКВАЖИННЫМИ
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

1.1.	Ревизию старого и ремонт отработанного оборудования ПЭУ
проводит цех (участок) по ремонту ПЭУ, а скважинных штанговых на-
сосов — звено по ремонту СШН.

1.2.	В мастерских по ремонту насосов необходимо иметь постоянный
резерв проверенных или отремонтированных ПЭУ и СШН.

1.3.	Обеспечение бригад оборудованием ПЭУ и вывозку неисправно-
го оборудования осуществляет цех (участок) ПЭУ по заявкам мастеров
бригад. Оборудование ПЭУ должно быть доставлено на скважину не ме-
нее чем за четыре часа до начала его спуска в скважину.
1.4.	Обеспечение бригад СШН и вывозку неисправных СШН проводит
звено по обеспечению оборудованием и инструментом по заявкам масте-
ров бригад. Скважинный штанговый насос должен быть доставлен на
скважину не менее чем за два часа до начала его спуска в скважину.

1.5.	Транспортирование скважинных штанговых насосов осуществля-
ется на агрегатах типа ЗАПШ или на трубовозах, оборудованных жесткой
рамой или другими приспособлениями, предотвращающими прогиб
насоса. При любом способе транспортирования насосы должны быть
жестко закреплены во избежание перемещений.

1.6.	После спуска в скважину и пуска в работу оборудование ПЭУ
и СШН передается в эксплуатацию представителю заказчика.

1.7.	Поднятое из скважины неисправное оборудование ПЭУ или СШН
бригада очищает от нефти, парафина, грязи, после чего по заявке мастера
в течение суток с момента извлечения из скважины оно доставляется в
мастерскую для ремонта.

ОБСЛУЖИВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНОЙ ТЕХНИКОЙ И ТРАНСПОРТОМ

1.1.	Цех текущего и капитального ремонтов скважин постоянно поль-
зуется услугами специальной техники и транспорта. При этом из общего
количества оказывающих услуги специальных и транспортных средств
часть постоянно закрепляется за подразделениями ЦПКРС, а остальные
выделяются по заявкам по мере необходимости.

1.2.	Тип и количество закрепляемых единиц специальной техники и
транспорта определяется технически обоснованными расчетами в конце
текущего года на последующий. Расчеты проводит ПТО НГДУ.

1.3.	На заказываемую специальную технику и транспорт мастера
ежедневно до 12 часов дня подают по телефону (радио) заявки в произ-
водственно-диспетчерскую службу ЦПКРС, которая до 18- и часов обязана
сообщить мастерам об удовлетворении заявок.

1.4.	В случае возникновения при ремонте скважин ненормальностей
и осложнений заявки на требующуюся для их ликвидации специальную
технику и транспорт передаются в ПДС цеха немедленно, которая так же
немедленно обязана организовать их удовлетворение.

ПОРЯДОК СДАЧИ СКВАЖИН ИЗ РЕМОНТА

1.1.	После выполнения всех предусмотренных планом работ заказчи-
ку сдается сначала скважина, а затем территория.

1.2.	Вызов представителя заказчика для сдачи скважин из ремонта
проводится при условии:

наличия подачи жидкости насосом;

герметичности лифта, устьевой обвязки или фонтанной арматуры;

отсутствия механических повреждений поверхности и искривления
оси полированного штока;

отсутствия неисправности задвижек на устьевой обвязке;

отсутствия загрязненности оборудования скважины (станции управ-
ления, станка-качалки, шкафа электропусковой аппаратуры, устьевой
обвязки или фонтанной арматуры и т.д.);

отсутствия загрязненности приустьевой территории в радиусе 2 м;

отсутствия загрязненности вокруг фундамента станка-качалки или
станции управления на расстоянии 2 м.

1.3.	Прибывший на скважину представитель заказчика проверяет
кроме перечисленного выше и герметичность лифта, устьевой обвязки
или фонтанной арматуры, наличие подачи.

1.4.	Прибывший на скважину представитель заказчика при отсутствии
претензий к исполнителю проводит пуск скважины в работу.

1.5.	Уборка территории от загрязненности проводится в трехдневный
срок с момента окончания ремонта звеном по подготовке скважин к ре-
монту, а при его отсутствии — бригадой, ремонтировавшей скважину,
с участием ЦДНГ (ЦППД).

1.6.	После ремонта территория принимается при условии демонтиро-
вания применявшегося оборудования и ее очистки.

1.7.	Сдача скважины и территории из ремонта оформляется двухсто-
ронним актом с участием представителя ЦПКРС с одной стороны и пред-
ставителя заказчика с другой. Акт составляется в двух экземплярах. Один
экземпляр акта остается у мастера ЦПКРС, а второй - передается ЦДНГ
(ЦППД).

1.8.	После сдачи, скважины из ремонта исполнитель в пятидневный
срок передает заказчику необходимые документы о выполненных ремонт-
ных работах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Абдрахманов Ф.Л., Булгаков Р.Т., Динев Р.Д. Прогнозирование межопера-
ционного периода скважин на планируемый год. - Организация и управление
нефтяной промышленности, 1971, № 5, с. 56-61.

2.	Адонин А.Н. Оптимальный межремонтный период эксплуатации нефтяных
скважин. - Нефтяное хозяйство, 1965, № 7, с. 52-56.

3.	Аузбаев Д., Лерман Б.А. Планирование числа бригад при текущем ремонте
скважин. - Нефтяное хозяйство, 1980, № 5, с. 10-13.

4.	Батталов Р.М., Зейнетдинов Э.А. Практика применения укрупненных норм
времени для нормирования труда в текущем ремонте скважины в НГДУ Чекмагуш-
нефть. - Организация и управление нефтяной промышленности, 1974,№ 3,с. 12-17.

5.	Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Совершенствование планирования ремонтных
работе скважинах. - Нефтяное хозяйство, 1977,№ 12, с. 3-6.

6.	Будников В.Р. Оптимизация подземного ремонта скважин в НГДУ ”Лени-
ногорскнефть”. - Организация и управление нефтяной промышленности, 1974,
№4, с. 35-42.

7.	Ефимова Т.Н. Экономика и организация ремонта нефтяных и газовых сква-
жин, М., Недра, 1978.

8.	Зарецкий Б.Я., Шефер А.З., Ефимова Т.Н. О показателях планирования и
оценки трудоемкости работ в текущем ремонте скважин. - Нефтяное хозяйство,
1974, №8, с. 49-53.

9.	Кербалиев А.И., Каплан ГА. Оптимальное планирование подземных ремон-
тов скважин. - Экономика нефтедобывающей промышленности, 1969, № 1, с. 36-39.

10.	Лесюк В.С., Турко М.И., Дырив В.Ф. О совершенствовании планирования
коэффициента эксплуатации скважин. — Экономика нефтяной промышленности,
1976, №8, с. 28-30.

11.	Лесюк В.С., Терентьев Н.Ф., Кушина Я.Н. Пути совершенствования орга-
низационно-производственных связей в текущем ремонте скважин объединения
’’Укрнефть”. - Организация и управление нефтяной промышленности, 1977, № 12,
с. 9-12.

12.	Лесюк В.С. Опыт разработки и внедрения комплексной системы управле-
ния качеством работ по текущему ремонту скважин. - Организация и управление
нефтяной промышленности, 1979, № 2, с. 10-15.

13.	Лесюк В.С., Турко М.И., Кушина Я.Н. Разработка и внедрение укрупнен-
ных норм времени на текущий ремонт скважин в объединении ’’Укрнефть”. - Орга-
низация и управление нефтяной промышленности, 1979, № 5, с. 3-7.

14.	Лесюк В.С.; Турко М.И. О показателях премирования в текущем ремонте
скважин объединения "Укрнефть”. - Организация и управление нефтяной промыш-
ленности, 1979, № 7, с. 9-13.

15.	Лесюк В.С, Турко М.И., Воробец В.И. К вопросу определения оптимально-
го количества бригад текущего ремонта скважин при производстве планово-преду-
предительных ремонтов. - Организация и управление нефтяной промышленности,
1980, № 1, с. 22-23.

16.	Об использовании межремонтного периода как планового показателя
цеха текущего и капитального ремонта скважин / В.С. Лесюк, М.И. Турко, В.И. Во-
робец, С.М. Тренчук. - Организация и управление нефтяной промышленности,
1980, № 2, с. 25 -28.

17.	Обидное В.И., Милевский 3.3., Васильева Л.А. Вероятностно-статистичес-
кий комплексный метод планирования ремонтных работ по глубиннонасосному
фонду скважин. - Организация и управление нефтяной промышленности, 1974,
№4, с. 29-31.

18.	Прок И.Ю. Об определении оптимального числа бригад текущего ремонта
скважин. - Нефтяное хозяйство, 1978, № 8, с. 43-45.
19.	Руководство по определению технологической и экономической эффек-
тивности мероприятий по увеличению производительности скважин, М., изд. ВНИИ,
1971.

20.	Сафиуллин М.Г. Развитие коллективных форм оплаты труда в нефтяной
промышленности. - Организация и управление нефтяной промышленности, 1977,
№5, с. 21-24.

21.	Ханенко В.В. Методические вопросы анализа и совершенствования про-
цессов управления производственным нефтегазодобывающим объединением. - Ор-
ганизация и управление нефтяной промышленности, 1982., № 2, с. 15 -30.
Приложения. Формы учета и отчетности организации
текущего ремонта скважин

Приложение 1

Утверждаю:

главный инженер НГДУ

(подпись)	(ф.и.о.)

”” 	19___ г.

Мероприятия по совершенствованию организации и технологии

текущего ремонта скважин на 19_г.

№ пп	Наименование мероприятий	Срок выполнения		Ответствен- ный за вы* полнение	Ожидаемый результат	Примечание
		начало	окончание			
						

Начальник ПТО______________________ _______________

(подпись)	(ф.и.о.)

Начальник ООТИЗ____________________ _______________

(подпись)	(ф.и.о.)

Начальник БПО______________________ _______________

(подпись)	(ф.и.о.)

Объединение_______________

НГДУ__________________

Приложение 2

Утверждаю:

Начальник НГДУ

(подпись)	(ф.и.о.)

” ___”  19_г.

Система планово-оценочных показателей цехов подземного

(текущего) ремонта скважин

№  ПП	Показатели	Всего на год	По кварталам			
			I	II	III	IV
1.  2.  3.	I. Объемные  Число скважин, законченных ремонтом Число условных ремонтов  Добыча нефти, газового конденсата и газа по НГДУ, тыс. т	показатели				

9-426
№ пп	Показатели	Всего на год	По кварталам			
			I	II	III	IV
						

4.

5.

6.

7.

8.

II. Качественные показатели

Продолжительность простоев скважин
в ремонте и в его ожидании, скв-ч
Межремонтный период работы сква-
жин, сут

Процент повторных ремонтов, %

Производительное время работы
бригад, %
Издержки производства (эксплуата-
ционные расходы), тыс. руб.

Начальник ПЭО ______________________________

(подпись)	(ф.и.о.)

Начальник ПТО_______________________________

(подпись)	(ф.и.о.)

Приложение 3

Объединение________________

НГДУ__________________

Производственное задание бригаде текущего ремонта №на 19 ___год

№ пп	Показатели	Всего- на год	По кварталам			
			I	II	III	IV
1	Число скважин, законченных ремонтом					
2	Число условных ремонтов					
3	Продолжительность простоев скважин в ремонте и в его ожидании, ч					
4	Межремонтный период работы скважин, сут					
5	Процент повторных ремонтов, %					
6	Производительное время работы бри- гады, %					
7	Издержки производства (прямые зат- раты, зависящие от бригады), тыс. руб.					

(ф.и.о.)

Начальник цеха ПКРС_____________

(подпись)
О бъединение__________________

НГДУ_____________________

Сводка о состоянии добывающего фонда скважин на ”__” 19______________ г.

Весь добывающий фонд

Состояние простаивающего фонда скважин	Число скважин	Общий дебит, т/сут	Состояние простаивающего фонда скважин	Число скважин	Обиход дебит, т/сут
Остановленные скважины Бездействующие скважины Находящиеся в освоении и ожи- дании освоения  Итого простаивающих скважин			Из них: в текущем ремонте в капитальном ремонте в ремонте наземного обо- рудования в ожидании ремонта Ремонт нагнетательных сква- жин		
					

Состояние простаивающего фонда скважин	№ пп	Номер сква- жин	Дебит нефти, т/сут	Дата оста- новки	Время прос- тоя	Недобор нефти, т	Причины остановки или выполняемые работы	Примечание
Скважины, находящиеся в ремонте или ожидании ремонта наземного оборудования								
Скважины, находящиеся в ожидании текущего ре- монта								
Скважины, находящиеся в освоении или ожидающие освоения после ремонта								
								
Состояние простаивающего фонда скважин	№ пп	Номер сква- жин	Дебит нефти т/сут	Дата  оста- новки	Время прос- тоя	Недобор нефти, т	Причины остановки или выполняемые работы	Примечание
Скважины, законченные бурением, но не сданные НГДУ								
Бездействующе скважины								

Дата	Номер сква- жин	Продолжи- тельность замера	Объем жидкости, м3	Объем жидкости, м3/сут	Предыдущий объем жид- кости	Дата	Номер сква- жин	Продолжи- тельность замера	Объем жидкости, м3	Объем жидкости, м3/сут	Предыду- щий объем жидкости
											

Скважины, находящиеся в ремонте:
а) текущем

Номер бригад	Номер скважин	Дебит, т/сут	Дата остановки	Продолжитель- ность простоя	Недобор нефти	Описание выполняемых работ
1	2	3	4	5	6	7
						
Итого						

б) капитальном

1	2	3	4	5	6	7
						
Итого						
НГДУ____________________

Перечень скважин по ЦДНГ №	 для установления

очередности их текущего ремонта

№  ПП	Дебит нефти, т/сут		Продолжительность ремонта, сут	Показатель приоритета
	до ремонта	после ремонта		

Скважины II группы, снизившие подачу

Скважины I и II групп, прекратившие подачу

Объединение____________

НГДУ_________________

Приложение 6

График движения бригад текущего ремонта скважин
на период с ___ до 19 г.

Номер бригад ПРС
(фамилия мастера)

Номер ремонтируемых скважии
(в порядке очередности)

Начальник ЦИТС _______________________________

(подпись)	(ф.и.о.)
НГДУ ___________________

График работ по подготовке скважин к текущему
ремонту на 19 г.

Номер подготов и тел ьн ы х бригад (фамилия мастера)	Номер ремонти- руемых скважин	Фамилия мастера	Описание подготовительных работ	Срок окончания работ
Начальник	цеха ПКРС __	(подпись)	(ф.и.о.)	

Приложение 8

Лицевая сторона

Объединение_________________

НГДУ___________________

План-заказ на текущий ремонт скважины №
_______________________ месторождения

I.	Исходные данные

1.1.	Кривизна скважины в интервалах возможных осложнений при СПО:

Интервалы, м

Угол искривления,
градус, минута

Азимут, градус

1.2. Конструкция скважины:

Колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м	Интервал цементирова- ния, м	Интервал перфорации или длина фильтра, м
				

Кондуктор

Техническая

Эк сплуатацивнная
L3. Конструкция эксплуатационной колонны

Интервалы, м

Марка стали

Толщина стенки, мм

Глубина установки: упорного кольца м, обратного клапана м.

Искусственный забой м и его характеристика

Примечание. Пункт 1.3. заполняется только при переводе скважины на другие
способы эксплуатации и при воздействиях на призабойную зону скважины.

(Оборотная сторона)

1.4.	Способ эксплуатации. Подземное оборудование

1.5.	Наземное оборудование_________________________________________________

1.6. Режимные параметры пласта и скважины:

Эксплуата- ционный горизонт	Дебит			Обводнен-	Пластовое давление		
					Глуби- на за- мера, м	Агл>  МПа	На осно- вании каких данных
	ЖИДКОСТИ, т/сут	нефти, т/сут	газа, тыс. м3/сут	иость про- дукции, %			

2.	Причины, цель и шифр ремонта
3.	Планируемый объем работ

Начальник ЦДНГ (ЦППД) ___________________________

(подпись)

Составил: старший геолог (старший инженер)________________________

(подпись)

Согласовано: дата и № согласования...

Подпись согласовавшего______________________________

Приложение 9
Объединение_________

НГДУ________________

Акт о приеме скважины в текущий ремонт

Мы, нижеподписавшиеся, представитель ЦДНГ (ЦППД) №
тов. с одной стороны и представитель
ЦПКРС тов. с другой, составили настоящий акт
о том, что ”_” 19________г. в ”_” час. ”_” мин.

первый сдал, а второй принял в в текуцдай ре-

монт скважину №месторождения.

Состояние скважины и имеющиеся недостатки

Представитель
ЦДНГ (ЦППД) №

(подпись)

Представитель
ЦПКРС

(подпись)
НГДУ______________________

Акт о готовности скважины №
месторождения к текущему ремонту

Настоящий акт составлен ”” 19________________________________________г.

о том, что комиссией в составе старшего инженера (старшего мастера) ЦПКРС

тов.	.инженера-энергетика ЦПКРС тов.

мастера бригады ПРС тов.произведена проверка техническо-
го состояния оборудования, электрооборудования и заземляющих устройств, обу-
стройства устья скважины, монтажа грузоподъемного агрегата, рабочего места и тех-
нической документации.

При проверке установлено ________________________________________________

Заключение комиссии ____________________________________________________

Старший инженер (старший мастер) ЦПКРС ___________________________

(подпись)

Инженер-энергетик ЦПКРС _____________________

(подпись)

Мастер бригады ЦПКРС_________________________

(подпись)
Объединение	П Риложение 11

НГДУ_____________________________

Вахтовый журнал бригады текущего ремонта скважины

Число месяц год	Скважина №

Задание мастера по тех- нологии ремонта и про- чим ра- ботам	Состав вахты			Инструк- таж по технике безопас- ности	Оборудова- ние низа труб, ком- поновка труб (штанг) и их длина. Тип насоса,газо- сепаратора. Эскиз ло- вильного ин- струмента Забой или го* лова отворо- та	Спуск инструмента		Подъем инструмента		Описание работ за смену	Время, ч	Тип за- качива- емой жидко- сти и ее парамет ры	Замечания оператора о нарушени- ях в работе и приеме смены
	Номер вахты	Профес- сия	Фамилии рабочих			чис- ло	время, ч	чис-  ло	время, ч				
													
													
				приведен (подпись)									

Смену принял согласно, инструкции и правилам безопасности: оператор  Смену принял согласно инструкции и правилам безопасности: оператор  Смену принял согласно инструкции и правилам безопасности: оператор  Работу проверил мастер	Смену сдал согласно инструкции и правилам безопасности: оператор  Смену сдал согласно инструкции и правилам безопасности: оператор  Смену сдал согласно инструкции и правилам безопасности: оператор

(подпись)
Акт о сдаче скважины после текущего ремонта

Мы, нижеподписавшийся, представительЦПКРС тов. 

с одной стороны и представитель ЦДНГ тов.  с другой, составили
настоящий акт о том, что 11	” 19_________________г. в”_____” час.”___" мин.

первый сдал, а второй принял из текущего ремонта скв.

месторождения. Состояние скважины, имеющиеся недостатки и срок их устране-
ния: ____________________________________________________________________

Прием скважины: предварительный, окончательный
(ненужное зачеркнуть)

Мастер  ЦПКРС	Мастер  ЦДНГ (ЦППД)
(подпись)	(подпись)
Указанные недостатки устранены и  тельно ”	”	19	скважина принята из ремонта оконча- 	г.
Мастер ЦПКРС	Мастер ЦДНГ (ЦППД)
(подпись)	(подпись)
СЕТ

	Номер бригады				0 бъе динение		  НГДУ	  Журнал учета числа проведенных текущих ремонтов скважин и затрат времени на ремонт
	Порядковый номер ремонта				
	начало	i Дата ремонта			
	конец				
	нормативная	1 Продолжитель- ность ремонта, ч			
	фактичес- кая				
	Календарное время, ч				
	Время, отработанное брига- дами по законченным ре- монтам, ч				
	глушение скважин			Расшифровка отработанного времени, ч	
	переезд				
	подготовительно- заключительные ра- боты				
	непосредственный ре- монт				
	производительное время				
	всего		непроизводи- тельное  время		
	простои				
	повторные работы				
	Число условных ремонтов				

Приложение 13 ,
НГДУ______________________

Справка о выполнении плана текущих ремонтов
скважин за месяц 19_____________г.

№	Номер отремонтированных скважин	Виды проведенных ремонтов	Фактический дебит нефти, т/сут	Шифр ремонта
ПП			до	после  ремонта	ремонта	
				

Начальник НТО_______________________________

(подпись)

Начальник цеха ПК PC________________________

(подпись)

Объединение __________________

НГДУ_______________________

Приложение 16

Сведения о выполнении заданий бригадами за месяц 19_________г.

Номер бригад	Ф.И.О. мастера	Число бригад				
		всего	выполнивших			
			за месяц		с начала года	
			план	обязательства	план	обязательства
						

Итого:

Начальник ООТиЗ

(подпись)

Начальник цеха ПКPC_____________

(подпись)

(ф.и.о.)

(ф.и.о.)
Число бригад

Время, отработанное
бригадами в течение ме-
сяца, сут

о
о»
к
§

§

HI

Число законченных ре-
монтов

Календарное время ра-
боты бригад, сут

Время, отработанное по
законченным ремонтам,
сут

глушение сква-
жин

е
р
X

X
8

X
X
а

Я
о

X

переезд

(подпись) (ф.и.о.)

подготовительно
заключительные
работы

непосредственно
ремонт

непроизводитель-
ное время

простои бригад

Е
х
е
45
О
в
X
№
о

§
S
я
о
и

и
§

X
£
I
о
а
л
г
о
X

о
X
я
g

я



X

§

к

3



о

5

С

и

производитель-
ное время

Число подготовительных
бригад

Стоимость всех ремон-
тов, руб.

д

g
я
о

*
а

X
X
ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие.........................................................  J

Список сокращений...................................................  5

Глава 1. Общее понятие, цель и назначение текущего ремонта и критерии оцен-
ки его эффективности  ...........................................   °

Некоторые понятия системного подхода при организации ремонтных ра-
бот ...........................................................    6

Подразделения, обеспечивающие выполнение текущего ремонта скважин . . ю
Роль текущего ремонта и его классификация........................ 12

Критерии оценки эффективности текущего ремонта скважин........... 15

Глава II. Технология управления текущим ремонтом скважин............ 21

Общие понятия об организационной процедуре....................... 21

Планирование текущих ремонтов......	.......................... 29

Организация выполнения ремонтных работ........................... 31

Анализ и координация выполнения ремонтных работ.................. 33

Стимулирование (мотивация) числа и качества ремонтов............. 34

Контроль и учет в процессе текущих ремонтов скважин.............. 38

Глава III. Методическое обеспечение процесса управления текущим ремонтом
скважин........................................................... 39

Определение числа текущих ремонтов............................... 40

Определение требуемого числа бригад.............................. 41

Цели и задачи оперативного планирования текущих ремонтов скважин. ... 45
Основа оперативного планирования текущих ремонтов механизированных
скважин.......................................................... 46

Распределение скважин по группам текущих ремонтов................ 51

Определение экономически целесообразных сроков проведения планово-
предупредительных ремонтов ...................................... 52

Установление очередности проведения текущих ремонтов............. 53

Пример оперативного планирования текущих ремонтов механизированных
скважин.......................................................... 55

Методика анализа технико-экономических показателей текущего ремонта
скважин........................................................   57

Глава IV. Совершенствование нормирования труда рабочих бригад текущего
ремонта скважин................................................    61

Виды нормирования труда в текущем ремонте........................ 61

Методика расчета укрупненных норм времени........................ 62

Определение нормативной продолжительности текущих ремонтов по ук-
рупненным нормам времени......................................... 74

Укрупненный наряд на текущий ремонт скважин . . . ............... 76

Оплата труда при применении укрупненных норм времени......... .	. . 79

Глава V, Управление качеством труда в текущем ремонте скважин....... 83

Общие сведения о системе управления качеством.................... 83

Понятие качества текущего ремонта скважин и основные мероприятия
по улучшению качества...........................................  85

Повышение квалификации и улучшение системы материального и мораль-
ного стимулирования..............................................105

Оценка эффективности системы управления качеством текущих ремонтов . 112

Типовой стандарт предприятия.....................................113

Список литературы...................................................119

Приложения. Формы учета и отчетности организации текущего ремонта сква-
жин...............................................................121
Владимир Степанович Лесюк
Михаил Иванович Турко
Иван Егорович Шевалдин
Василий Иванович Воробеи

ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Редактор издательства О.А. Латышева

Обложка художника В.И. Казаковой
Художественный редактор В.В. Шутько
Технический редактор Л.С. Гладкова

Корректор М.В. Чаплыгина

Оператор Л.А. Миронова

ИБ № 5034

Подписано в печать 24.05.83. Т - 12135. Формат 60x90 1/16. Бумага оф-
сетная № 1. Набор выполнен на наборно-пишущей машине типаИБМ ’’Композер”.
Печать офсетная. Усл.печл. 8,5. Усл.кр.-отт. 8,75. Уч.-издл. 8,25.
Тираж 3700 экз.	Заказ 426. /9041-6.	Цена 45 коп.

Ордена ’’Знак Почета” издательство ’’Недра”, 103633, Москва, К-12, Третьяковс-
кий проезд, 1/19.

Тульская типография Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли,
г. Тула, проспект Ленина, 109.