всесоюзный научно-исследовательский институт ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ и экономики НЕФТЕГАЗОВОЙ промышленности

МЕТОДИКА УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ ПРОСТОЕВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И НЕДОБОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

РД 39-1-316-79

Москва ВНИИОЭНГ 1080

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРаДАЮ Заместитель Министра нефтад^у проиыпленности f / А.В.Валиханов "<%9 /" декабря 1^апп

МЕТОДИКА УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ ПРОСТОЕВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАШ И НЕДОБОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

РД 39-1-316-79

Москва БНИИОЗНГ 1980

3,19. Процент снижения премии инженерно-техническим работникам структурного подразделения, допустившего превышение установленных нормативов простоев эксплуатационных скважин и недоборов продукции, определяется следующим образом:

за превышение установленных нормативов размер премии снижается на 10%;

за каждый процент превышения - на 1,5 - 2%.

Максимальный же размер снижения премии не должен превышать при этом 5С% от начисленной суммы всему составу ИТР данного подразделения.

3.2С. Общая сумма снижения премии по подразделению распределяется между конкретными виновниками на основании докладной записки руководителя подразделения о нормативных и фактических простоях и недоборах нефти и газа по участкам, бригадам (звеньям). При отсутствии такой записки премия снижается в одинаковом размере всем работникам подразделения, включая руководителя.

3.21. При достижении подразделением снижения, против норматива, простоев эксплуатационных скважин и недоборов продукции премия инженерно-техническим работникам соответственно повышается в порядке, указанном в п.3.19, но при этом её общий размер не должен превышать установленных пределов.

РД 39-I-3I6-79 Стр.И Приложение I Форма I УТВЕР1ДАЮ

Начальник НГДУ _

подпись

"    "     19    г.

Нормативы простоев эксплуатационных сквахин и недоборов нефти и газа по структурным подразделениям на _ м-ц    19_г.

Структурные

подразделения

!Норматив простоев!Норматив недоборов!При-

! скважин.ч ?_*ме-

!иефт.и_д.т !ta3a,T_tM^J ча !- !на ! сред!на ! сред-! ни

ЯПО, всего в них:

а) ПРЦЭО, всего

в т.ч. по ЦДНГ № I ЦДНГ № 2 и т.д.

Э, всего

Ж Г № I Г № 2 и т.д.

на отключение ЛЭП для вышкостроения

в) ЦПРС, всего в т.ч. по ЦДНГ ft I ШШГ А 2 и т.д.

ЦКРС, всего

в т.ч. по ЦДНГ по ЦДНГ

ЦПВС, всего в т.ч. по ЦДНГ

по ЦДНГ и т.д.

б; ПРЦЭ и в т.ч. по

!    _____-

Iиа    ме-    !средне-    1на~Тсред!на Гсред-1

!    сяц    !суточный    !ме-!не- !ме-!не-    !

¹    !сяц!суто!сяц!су-    !

___! чный! точи.

начальник производственного {производственно-технического)отдела

подпись

Классификатор причин простоев эксплуатационных сквакин

-г

Структурное ! подразделе- !

Перечень причин простоев скважин

;Произ- [Не про I ВОДИ— [ИЗВОДИ-

тедь- {тельное i нее {(техно- j время {логи- ; ;чески ; {необходимое) , {время {

Шифр

прос

тоев

I. Цех по до* быче нефти и газа

1.    Депарафинизация скважин и коммуникаций

2.    Технологическая подготовка скважин, сооружений, коммуникаций к проведению работ по их обслуживанию (ремонт, исследование и т.д.)

3.    Освоение скважин азотом,пенами и др.реагентами (если цех выполняет данные работы собственными силами)

4.    Продувка газовых скважин

j 5. Работы по ликвидации солеотложений (гипса)

|    в скважине, глубмнноне- J

!    сосном и устьевом оборудовании    ♦

! 6. Работы по ликвидации обрыва верхней части полированного штока ШГН (если цех выполняет данные работы собственны- | ми силами)

7.    Ожидание подачи заявки (заказа) на обслуживание (несвоевременная подача заявки)

8.    Ожидание приема и пуска скважин после окончания работ по обслуживанию

-м-

_Л_

0101

0102

0103

0104

0105

0106

0107

0108

I	2	3	4	5
г	9. Ожидание освоения скважин		1 +	1 0109
	10. Ожидание депарафинизации скважин и коммуникаций		+	' ОНО
i	II. Ожидание ликвидации солеот-ложений в скважине, глубинонасосном и устьевом оборудовании		+	1 ; 1 ОШ
; 12. Ожидание ликвидации обрыва полированного втока ШГН			+	1 0112
' 13. Остановка скважин в связи со стихийными бедствиями			+	0113
14. Гидратообразование в газовых скважинах и коммуникациях			•	01X4
15. Отсутствие притока жидкости 1 из пласта				0115
16. Ликвидация аварий, допущенных по вине цеха				0116
17. Остановки из-за нарушений правил техники безопасности			+	0117
18............................... 19...............................				0118 0119
20...............................				0120
2.Прокатно-ремонтный цех вксплу атационно-	21. Плановый iсогласно графикам ППР) ремонт наземного обору- ! дования, сооружений и коммуникаций	♦	'	0221
го оборудования	22. Реконструкция обвязки скважин, ЗУ, ГЗУ	+		0222
	23. Врезка коммуникаций	+		0223
	24. Аварийный ремонт станков-качалок		♦	0224
	25. Аварийный ремонт прочего наземного оборудования		+	0225
26. Аварийный ремонт трубопроводов			♦	0226
'27. Ожидание ремонта наземного оборудования, сооружений и коммуникаций				0227
28. Остановки из-за нарушений правил ! техники безопасности			■f	0228
29...............................				0229
30...............................		I		0230

_2_ 3

I

4_5
t	0331 0332 + 0333 + 0334 + 0335 0556 + 0337 + 0338 0339 ОЗЮ 0441 0442 + 0443 + 0444 * 0445 + 0446 ♦ 0447 0448
! J i

З.Прокатко-ремонтные цех электрооборудования и электроснабжения

31.

32.

33.

Плановое отключение электро- + энергии

Плановый (согласно графикам ПНР) ремонт электрооборудования

34.

35.

Аварийный ремонт электрооборудования и ДЭП

Аварийное отключение электроэнергии

36.

37.

Наруаение электроснабжения по вине сторонних для НГДУ op- I ганизацмй

Ожидание ремонта электрооборудования и ЛЭП    ¹

38.

' 39. I 40.

4.Прокатноремонтный цех элек-тропог-ружяых установок

41.

42.

43.

44.

45.

Пуск скважин после восстанов- I ления электроснабжения Остановки из-за нарушения правил техники безопасности

Плановый ремонт наземного оборудования ЭПУ    +

Ожидание ремонта наземного оборудования ЭПУ

Аварийный ремонт наземного оборудования ЭПУ

Ожидание ЭЦН, кабеля, станция управления и др.

^6.

47.

Ожидание пуска скважин после отключения электроэнергии из-за отсутствия устройства самозапус-ка

Некачественные ремонт и сборка ^: ЭЦН, кабеля и др.

48.

5.Цех под-    49.

земного ремонта скважин

Остановки из-за нарушений правил техники беаопаоности

j 0549

Подземный текущий ремонт скважин, вызванные снижением или прекращением подачи продукции (смена глубинного насоса,труб, штанг,кабеля,перевод на механизированный способ добычи и т.п.) I +

2

6.

4 5

50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. Цех автоматизации! произвол-; ства , 58. 59. 60. 61. 62. 63. •64. 65. 66. 7.Цех спе-    67. ЦИ8ЛЫ0Й техники го

Проведение геолого-технических мероприятий по повышению производительности скважин + 0550 Подготовка скважин к подземному текущему ремонту, вызванному снижением или прекращением подачи продукции, и к проведению ГТЫ + 0551 Освоение скважин азотом и др. реагентами (если цех выполняет работы) + 0552 Подземный текущий ремонт скважин вызванный авариями с подземным оборудованием 0553 Подготовка скважин к подземному текущему ремонту, вызванному авариями с подземным оборудованием 0554 Ожидание подземного текущего ремонта скважины + 0555 Ожидание подготовки скважин к подземному текущему ремонту + 0556 Некачественный подземный текущий ремонт скважин t 0557 Ожидание освоения скважин + 0558 Ликвидация аварий, допущенных в процессе подземного текущего ремонта скважин + 0559 Остановки из-за нарушений правил техники безопасности + 0560 Плановый ремонт средств автоматики, телемеханики и КИП т i C66I Аварийный ремонт средств автоматики, телемеханики и КИП + ' 0662 Ожидание ремонта средств автоматики, телемеханики и КИП 0663 Некачественный ремонт средств автоматики, телемеханики и КИП + : 0664 Остановки из-за нарушений правил техники безопасности + 0665 0666 Ожидание запланированной спец-техники * 0767 Выход из строя спецтехники во время проведения работ + 0768

I	2	3	4	5
	69. Некачественное выполнение работ		+	0769
	70. Остановки из-за нарушений правил техники безопасности		+	0770
8,Цех капитального ремонта скважин	71.............................. 72. Капитальный ремонт скважин, вызванный геологическими факторами (изоляция вод, приобщение пластов, ОПЗ и т.д.)	♦		0771 0872
	73. Подготовка скважин к капитальному ремонту, вызванному геологическими факторами	♦		0873
	74. Капитальный ремонт,вызванный авариями в скважинах		+	0874
	75. Освоение скважин после капитального ремонта			0875
	76. Подготовка скважин к ремонту, вызванному авариями в скважинах		+	0876
	77. Ожидание капитального ремонта скважин		t	0877
	78. Ожидание подготовки скважин к капительному ремонту		+	0878
	79. Ожидание освоения скважин после- капитального ремонта			0879
	80. Ликвидация аварий, допущенных в процессе капитального ремонта скважин		+	0880
	81. Остановки из-за нарушений правил техники безопасности			0881
тп?1гш0иГ0"82* Несвоевременная откачка (вывоз) перекачки неФти нефти			+	0981
10. ЦНИПР	83. Исследование скважин			1083
	84. Освоение установок ЭЦН после ремонта	+		1084
	85. Ожидание исследования скважин		♦	1085
	86. Ожидание освоения установок ЭЦН после ремонта		♦	1086
	87. Ликвидация аварий, допущенных в процессе исследования скважин		+	1087

II.Цех паро-водоснабже -вия

^.Газокомп

рессорный

(газовый)

цех

13.Строитель но-ыонтаж-ное управление (цех или участок)

88.

89.

90.

91.

Плановое отключение подачи воды и пара

Аварийное отключение подачи воды и пара

Остановки из-за нарушений правив техники безопасности

Несвоевременная откачка (сбор) rasa

! !

92.

93.

94.

95.

96.

97.

98.

Обустройство скважин

Перевод скважин на механизированный способ эксплуатации (строительство фундаментов, монтаж наземного оборудования и т.д.)    +

Плановый ремонт сооружений (фундаменты под станкаыи-качал-камм н другим наземным оборудованием, производственные 8двнля)    |+

Ожидание обустройства скважин

Ожидание перевода скважин на механизированный сиособ эксплуатации

Аварийный ремонт сооружений Ожидание ремонта сооружений

4	5
	1188
+	| 1189
+	I 1190
+	• 1291 I
	| 1392
	1393
	1394
+	1395
♦ 1	1396
+	1397
+	1398

ДРРЧЧ? 4P9<?*W    М    IM9    еД9а»МШРФИ»т

п9АР«щдв«*1 ?awmtwp.i.APim 9вгч«тМ)

14. ЦБ DO

15.УТТ

1.    Ожидание ремонта оборудования

2.    Некачественный ремонт оборудовали

3.    Отсутствие занасжих частей, же-стаждж вали,

стаиджртивироважного оборудо-металожоиструкций

' 4................................ |

; 5. Отсутствие ааллироваииого (сог-• ласно прижигай УТТ заике) тран-ожорта ■ спецтехили

|б. Неоваеврамеииое ирибытие зепла-■иравлюго транспорта и спецтех-I или

+	! 1401
t	: 1402 [
♦	j 1403
	1404
т	i 1505
*	i 1506

I_2_3    4__3

7. Некачественное или неполное выполнение запланированных работ + I5u7 8............................. I5u8 16.Тампонаж- 9. Отсутствие запланированного ная кон- количества цементировочных 1609 тора агрегатов ■f 10. Несвоевременное прибытие це- 1610 монтировочных агрегатов + II. Несвоевременное или неполное выполнение запланированных работ ♦ I6II 12. Ликвидация аварий, допущенных 1612 по вине тампонажной конторы * 13............................. 1613 17.ЬПТ0иК0 1ч. Отсутствие запланированных материально-технических ресурсов на складах базы + 1714 15. Несвоевременная доставка запланированных материальао-техьическнх ресурсов + 1715 16. Несоответствие материально-адх- нических ресурсов требованиям ГОСТ, ТУ + 1716 17............................. 1717 18.УБР (ВИК) 18. Отключение электроэнергии для перетаскивания буровой вышки и другого оборудования на новую точку + 1818 19. Порывы коымуникаций при пере- таскивании буровой вышки к другого оборудования не новую точ- 1819 ку f {20............................. 1820 1921 19.Трест " [21• Ожидание обустройства скважин i I + пефте- спец- .22. Обустройство скважин ! + 1922 строй" 23. Некачественное выполнение работ ! или СМУ по обустройству I + 1923 20.Промысло- 24. Исследование скважин i ♦ 2024 во-геофи- зическая ,25. Ожидание освоения скважин ♦ 2025 контора 26. Ликвидация аварий,допущенных в ! процессе исследования скважин + 2026

27.

Остановки из-за нарушений правил техники безопасности

Отсутствие связи

Плановый ремонт линий телемеханики

Аварийный ремонт линий телемеханики

Ожидание ремонта линий телемеханики

Первичная наладка средств автоматики,телемеханики и КПП

Плановый ремонт средств автоматики, телемеханики и КПП

Аварийный ремонт средств автоматики, телемеханики и КИП

Ожидание ремонта средств автоматики, телемеханики и КИП

Непринятие нефти

2027

2128

2129

I

^! 2130

21.Контора связи

28.

29.

Зи.

31.

, 2131

.^.Ор^анизаци!₅р объединение "Союзнефте-автоматика’33.

|з4.

35.

23.Районное '36. управление нефтепро- , водов

2232

2233

2234

2235 2336

Примечание:

1.    Если в объединении имеются специализированные подразделения по обслуживанию ЭПУ, капитальному ремонту скважин, сбору газа, электроснабжению (ЦБПО по ремонту и прокату ЭПУ, управление по повшвению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, управление по внутрипромысловому сбору и использованию попутного нефтяного газа, Энергонецть), простои соответствующих подразделений НГДУ относятся на данные подразделения.

2.    К простоям ’’Остановки из-за нарушений правил техники безо-пасности" относятся и простои из-за нарушений правил пожарной безопасности, производственной санитарии, охраны недр и окружающей среды.

Разработанная "Методика установления нормативов простоев эксплуатационных скважин и недоборов нефти и газа" является пособием для установления каждому структурному подразделению НГДУ, влияющему на добычу нефти и газа, месячных нормативов простоев эксплуатационных скважин, зависящих от их работы, и связанных с этим недоборов продукции.

Эта работа впервые выполнена во ВНИИОЭНГ следующими авторами: Иванисько Л.А., заместитель заведующего отделом,руководитель темы; Злотникова Л.К., старший научный сотрудник;

Осмоловская Г.В., младший научный сотрудник.

При выполнении работы учтен опыт установления нормативов простоев эксплуатационных скважин и связанных с этим недобороа продукции в нефтегазодобывающих управлениях производственных объединений "Баинефть" и "Татнефть".

Исполнитель Злотникова Л.К.

Техническим редактор Кузнецова Э.А.

Корректор Митрохине Н.А.

Подписано в печать 14.04.80. Т-06373. Хорват бум. 60x84 I/I6 офоет-ная. Офсетная печать. Печ.л. 1,5. Усл.печ,л. 1,39. Уч.-иэд.л. 1,32. Тирах 1000 экэ* Заказ SH . Цена 20 коп. ВНИИОЭНГ fe 280. ВНИИОЭНГ, II3I62, Москва, Хавская, II

Типография ХОЗУ Миннефтепрома. Набережная Мориса Тореяа, 26/1

if) Всесоюзный научно-исследовательский институт организации, управ/ и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ).

ИДУ

Сростов экаиув?в..вовкмх скит

в ведобор* а;од>шд

19 _ г.

рд з*-:-згс-?9 стр.г: 0рРДО«11Я* 3 *ер*в

ям С0М>ДЯМ*ЯИ

1 * ! ИР вв | скит 1 ! Сох с-3 jBXCBJ/B- |тв«*а I Хвоят ! 4BJU0CTB !••» с/т I - - - 1 Дебет. ■и*$с».т/сут; I гввв.лес.дг/стт. 1 Автв остеяов-■я схво- ■ЯВЫ 1 2 3 9 __ т 9 6 С X Н Г Д*0ТЯМ1К х. 101 oft 19,9 V 21,09 2. 1052 фоет. ал 20.Х 26,09

В I.*. Простое »• cjtii НвДОЗОР ВвфТВ эв С/ТВЯ в тс« чясд*: оо орхтвяввша 00 ОСТАВ01ЛГВШ во о/тевимм I

!

Гавовне

DpOCTOi 00 ! два ми- ! яоввя , в | \	Недобор вро-А/хцвв со два остовов**, то»», ТМС.М8	,1;сстоа. 1свяавв с | Р»60Т01 L«“	1 | Я ЯрВЧЯНМ ЯрОСТОВ 1 - - _
7	- в	г . . 9
* 1
СПЛАВИМ	месторождение
140 40	21.6 55.9	О? ДО анг	1 0222 ОЗвндяа С*май нм 011C Хсьа;о$ямд1^1
166	щ М
еявавя**	»тстсровд*»«<

а РОСТОВ ВВ С/ТВЯ

Недобор гвэа м суткв в тс* чясде: ао ср»:?*я»вкАд* 00 остовов******

ВО 0/B«B4lfM

5Д « Г Нофтквт

Гввовнв

» г

СХВВЖЯ**

_вв стороод* ч м в

сквахявм

местоссддевве

О роется 00 IW

Недобор ве$тя во МГД/ вв сути в то* мед* во простея вевввя

ВО OCTBBOBJOBBMB ВО 0/MI1M

Недобор гввв во ЙГД/ вв с/тя* в то* чясв* во простеявеввяя

■ т.д.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИК! УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВОВ ПРОСТОЕВ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВА1ИН И НЕДОБОРОВ НЕФТИ И ГАЗА РД 39-I-3I6-79

Впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности It 21 от II января 1980 г. срок введения установлен с 20 марта 1980 г.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Основным производственным подразделением НГДУ, осуществляющим управление технологическим процессом добычи нефти и газа

в определенном (закрепленном) районе, является цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ).

1.2.    Основной задачей цеха является обеспечение разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, залежей или части их в строгом соответствии с технологическим проектом (схемой) разработки и на этой основе выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа (суточных, месячных, годовых), устанавливаемых цеху в соответствии с утвержденным ЯГДУ плавом, при соблюдении технологических режимов работы скважин и других производственных объектов.

1.3.    Успешная работа цеха по выполнению планового задания по добыче нефти и газа в значительной мере зависит от других структурных подразделений НГДУ, специализированных подразделений объединения и других ведомств. Критерием оценки деятельности данных подразделений по своевременному ж качественному обслуживанию нефтепромысловых объектов является минимум простоев нефтяных и газовых скважин и минимум связанных с этим недоборов нефти и газа.

1.4.    Полностью избежать простоев скважин и связанных с этим недоборов нефти и rasa, естественно, нет возможности, т.к. сами скважины, а также подземное и наземное оборудование, сооружения и коммуникации требуют периодического планово-предупредительного обслуживания (профилактика, ремонт, исследование, осуществление

мероприятий по повыиению производительности скважин И Т.П.). В связи с этим возникает необходимость в установлении (определении) каждому подразделению, непосредственно влияющему на добычу нефти и газа, нормативов (лимитов) простоев скважин, зависящих от его работы, и связанных с этим недоборов нефти и газа. Соблюдение данных нормативов должно учитываться при оценке деятельности подразделений (премирование работников по итогам работы за месяц и год, подведение итогов социалистического соревнования и т.д.)

1.5.    Излагаемые ниже методические рекомендации предусматривают порядок установления нормативов простоев эксплуатационных скважин к связанных с этим недоборов нефти и газа на уровне НГДУ, а их учет вести как на уровне НГДУ, так и объединения.

1.6.    Нормативы простоев скважин и недоборов нефти и газе возможно устанавливать каждому подразделению НГДУ, выполняющему работы на нефтепромысловых объектах, на год, квартал, месяц. Основой для этого являются годовые планы организационно-технических мероприятий и годовые графики ПНР, а также квартальные и месячные комп -лексныо планы работы НГДУ. Однако наиболее точным является месячное планирование, поэтому рекомендуется устанавливать подразделениям нормативы простоев скважин и связанных с этим недоборов нефти и газа.

1.7.    Предлагаемая система учета простоев эксплуатационных скважин и связанных с этим недоборов продукции дает возможность производить как на уровне НГДУ, так и на уровне объединения ежедневный анализ работы фонда скважин, выявлять причины простоев и принимать оперативные меры по их устранению или сокращению. Используя данные учета, можно объективно оценить работу подразделений по обслуживанию скважин в других производственных объектов и их вклад в обеспечение выполнения плана добычи нефти и газа, а также провести анализ организации работ как в цехах по добыче нефти, так и з других подразделениях НГДУ и объединения. Это, с одной стороны, позволит более объективно подойти к вопросу материальной ответственности руководителей и ИТР подразделений, по чьей вине допущены срывы запланированных работ и простои скважин, а с другой - выявить резервы для совериенствования организации труда, производства и управления.

2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВОВ ПРОСТОЕВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И НЕДОБОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

2.1.    Определение нормативов простоев эксплуатационных сквахин и недоборов нефти и газа для каждого структурного подразделения НГДУ не планируемый месяц производит производственный отдел. Исходными документами при этом являются месячный комплексный план работы НГДУ на предстоящий месяц, технологические режимы работы сквахин и график исследовательских работ. Эти документы должны быть утверждены руководством НГДУ до 25 числа месяца, предшествующего планируемому.

2.2.    Комплексный план работы НГДУ является программой действий всех подразделений управления и его главная цель - обеспечение выполнения утвержденных НГДУ планов добычи, подготовки и поставки нефти и газа, закачки рабочих агентов в продуктивные горизонты, а также других плановых показателей.

2.3.    План предусматривает выполнение всех организационно-технических мероприятий по конкретным скважинам и другим нефтепромысловым объектам с указанием сроком и исполнителей работ. В него включается и выполнение работ по обслуживанию объектов согласно графикам Ш1Р. Продолжительность производства работ планируется на основании укрупненных нормативов, которые должен разработать отдел организации труда, технического нормирования и заработной платы.

2.4.    Имея указанные выне документы, производственный отдел определяет каждому структурному подразделению НГДУ нормативы простоев эксплуатационных скважин и связанных с этим недоборов нефти и газа.

2.5.    Норматив простоев скважин, зависящих от работы структурного подразделения, выражает суммарную продолжительность работ, предусмотренных утвержденными плавами и графиками на месяц и вызывающих остановки сквахин, а также продолжительность внеплановых работ, возникающих в течение месяца.

2.6.    Продолжительность внеплановых работ устанавливается на основе анализа простоев эксплуатационных скважин в течение предыдущих месяцев и выполнения мероприятий, направленных на снижение ведоборов нефти и газа.

2.7.    Норматив недобора нефти и газа определяется как сумма недоборов по всем эксплуатационным скважинам, остановки которых предусматриваются в планируемом месяце, и недоборов, вызванных внеплановыми остановками их.

г-w

где Н -норматив недобора нефти и газа в тоннах и тыс.м³;

Т\ -плановый простой по L -той скважине, ч;

-дебит i-той скважины, установленный технологическим режимом, т/ч и тыс.м³/ч;

Т^-внеплановые простои скважин, ч;

() -средний дебит обслуживаемых скважин, установленный техноло-^ гическим режимом, т/ч и тыс.м³/ч.

2.8.    Установленные нормативы простоев и связанных с этим недо-боров нефти и газа по *>орме I (приложение 1) до I числа планируемого месяца доводятся до сведения всех структурных подразделений НГДУ, центральной инженерно-технологической службы и планово-экономического отдела, который заносит эти показатели в хозрасчетные карты подразделений.

2.9.    Распределение установленных нормативов по участкам (бригадам) структурных подразделений производится руководством этих подразделений.

2.10.    При установлении нормативов простоев скважин и недоборов нефти и газа необходимо учитывать специфику электроснабжения нефтепромысловых объектов, которое не всегда зависит от работы прокатноремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, т.к. во многих случаях перерывы в подаче электроэнергии происходят по вине других организаций, сторонних по отношению к НГДУ (управление буровых работ или зышкомонтажнея контора, энергосбыт). Больше всего перерывов в подаче электроэнергии на нефтепромысловые объекты происходит из-за отключения линий электропередач для выполнения работ по строительству буровых (перетаскивание вышки и другого оборудования на новую точку), которые планируются ежемесячно.

В связи с изложенным выше при установлении нормативов простоев скважин и недоборов нефти и газа прокатно-ремонтному цеху электрооборудования и электроснабжения учитываются и простои скважин, связанные с отключением линий электропередач для выполнения работ по строительству буровых, которые при этом выделяются отдельной строкой. Отклонения суммарных фактических простоев скважин и недоборов нефти и газа, связанных с отключением линий электропередач для указанных

целей, в сторону увеличения или уменьшения против норматива считается допустимыми, но при условии соблюдения установленных цеху общих нормативов.

3. УЧЕТ ПРОСТОЕВ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКШ.ИН И НЕД0Б0Р0В НЕФТИ И ГАЗА

3.1. Первичный учет всех фактических простоев скважин продолжительностью свыше I часа, их причин и связанных с этим недоборов нефти и газа осуществляют цехи по добыче нефти и газа (операторы пульта промысловой телемеханики) по форме 3 (приложение 4).

3.3.    Недобор нефти и газа определяется по каждой скважине путем умножения времени её простоя на дебит за единицу учитываемого времени (согласно последнему замеру). Если с начала месяца дебит скважины не замерялся, то за его величину принимается отбор нефти и газа, установленный технологическим режимом. По скважинам механизированного фонда, фонтанирующим после выхода из строя глубиннонасосного оборудования, за величину суточного недобора нефти принимается разница между фактическим дебитом нефти (согласно последнему замеру) и дебитом при фонтанировании скважины через насос.

3.3.    Плановое обслуживание нефтепромысловых объектов и коммуникаций, используемых цехом по добыче нефти и газа, производится согласно утвержденным планам и графикам, а внеплановое (аварийное) - по разовым заявкам (заказам), которые цех представляет (по телефону, радио или в письменной форме) исполнителю (соответствующему обслуживающему структурному подразделению НГДУ).

3.4.    Продолжительность простоя скважин при плановом обслуживании отсчитывается с момента остановки скважины или другого нефтепромыслового объекта, вызывающего её остановку, до момента пуска скважины (объекта) в работу.

3.5.    Продолжительность простоя скважины при аварийном и внеплановом обслуживании отсчитывается:

а)    при аварийном - от начала аварии до окончания работ и пуска скважины в работу;

б)    при внеплановом - от времени остановки скважины, до их окончания работ и пуска скважины в работу.

3.6.    Продолжительность простоя скважины, вызванного отключением УЭЦН, принимается:

а)    при успешном включении установки в работу оператором по добыче нефти - 3 часа;

б)    при повторном отключении установки в течение суток с последующим её пуском - время между двумя пусками плюс три часа;

в)    при невозможности пуска установки оператором по добыче нефти - с момента подачи заявки диспетчеру БИО или ПРЦЭПУ на включение скважины до момента сообщения о её включении опервтявно-дежурным персоналом ПРЦЭПУ.

3.7.    В случае, когда остановка скважины вызвана различными причинами, для устранения которых требуется работа нескольких структурных подразделений НГДУ, цех по добыче нефти и газа сообщает об этоы центральной ITC, которая устанавливает очередность и сроки выполнения работ по выводу скважины ив простоя и доводит их до сведения как цеха по добыче нефти и гааа, так и до исполнителей. Реиение ЦИТС в этом случае является основанием для отнесения простоя скважины и связанных с этим недоборов нефти и гаэа на соответствующее структурное подразделение пропорционально времени, затраченному каждым из них на устранение причин простоя.

3.8.    Время остановки и пуска скважины фиксируется в вахтовом журнале сменного оператора, работающего на диспетчерском пульте цеха (бригады) по добыче нефти и газа. Время подачи, приема и выполнения заявок на выполнение работ по обслуживанию скважин и других нефтепромысловых объектов фиксируется в соответствующих журналах цеха по добыче нефти н газа и обслуживающих подразделений НГДУ.

3.9.    Если в процессе подземного ремонта скважины не по вине бригады ПРС произошли осложнения, требующие производства дополнительных работ, ЦИТС в течение 3-х часов принимает решение об исполнителе этих работ, а также выявляет виновника простоя скважины и связанного с этим недобора нефти и газа.

3.10.    Для правильного отнесения простоев скважин и связанных

с этим недоборов нефти и газа по структурным подразделениям НГДУ, по чьей вине они допущены, разработан классификатор простоев (приложение 2).

3.11.    Вся первичная информация о ходе производственных процессов в добыче нефти и газа в течение суток поступает на пульт промысловой телемеханики, где она фиксируется в соответствующих оперативных нвртах и журналах, и на её основании заполняется форма 3.

3.12.    В ночное время, т.е. в 3-ю смену, операторы пультов промысловой телемеханики с помощью аппаратуры передачи данных передают в КИВЦ объединения, минуя центральную инженерно-технологическую службу НГДУ, информацию о простоях эксплуатационных скважин (по каждой скважине, по которой в течение суток имели место простои продолжительностью свыше I часа).

3.13.    Полученную информацию КИВЦ обрабатывает на ЭВУ и к 8-00 утра передает в ЦИТС НГДУ сводки о простоях эксплуатационных скважин и недоборах продукции за истекшие сутки по формам 2,4,5 (приложения 3,5,6).

3.14.    На основании данных формы 3 и 5 КИВЦ готовит сводки о простоях эксплуатационных скважин и недоборах продукции в целом по объединению по форме 5, которая является унифицированной •

3.15.    Если в составе объединения не имеется КИВЦа, информация о простоях скважин и недоборах продукции поступает в ЦИТС и на её основании начальник смены готовит указанные в п.3.13 сводки.

3.16.    Центральная инженерно-технологическая служба ежедневно анализирует динамику простоев скважин и связанных с этим недоборов нефти и гвза, намечает и осуществляет мероприятия по их сокращению, и при отсутствии КИВЦа, ведет накопительную ведомость учета простоев скважин и недоборов продукции.

3.17.    До 10 числа каждого месяца ЦИТС представляет планово-экономическому отделу письменную справку о фактических простоях эксплуатационных скважин и связанных с этим недоборах нефти м газа по всем структурным подразделениям НГДУ за истекний месяц. Представленные данные заносятся в хозрасчетные карты подразделений и используются для начисления премии инженерно-техническим работникам, т.к. соблюдение установленных нормативов простоев скважин и недоборов продукции должно являться дополнительным условием премирования последних.

3.18.    Если в отчетном месяце имели место по не зависящим от работы структурных подразделений причинам аварийные (внеплановые) работы большой трудоемкости (ликвидация последствий наводнения, сильного ветра и других стихийных бедствий), то эти работы при определении фактических простоев скважин и недоборов продукции не учитываются или вносятся соответствующие коррективы в установленное подразделениям нормативы.