Типы производства

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 22 Декабря 2013 в 09:46, курсовая работа

Краткое описание

Тип производства - совокупность организационно-технических и экономических характеристик и особенностей сочетания факторов и элементов организации производства, обусловленных номенклатурой, масштабом и регулярностью выпуска продукции.
В свою очередь, номенклатура и масштаб выпускаемой продукции определяют уровни концентрации, специализации, кооперирования и комбинирования производства.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1. ТИПЫ ПРОИЗВОДСТВА: ЕДИНИЧНОЕ, МАССОВОЕ, СЕРИЙНОЕ. ИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ.
1.1. Единичный тип производства
1.2. Массовый тип производства
1.3. Серийный тип производства
2. Аналитическая часть
3. Расчетная часть
Заключение
Список используемой литературы

Скачать полностью (108.88 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Прикрепленные файлы: 1 файл

Kursovaya_po_orgnaizatsii_planirovania (1).docx

— 112.17 Кб (Скачать документ)

 

При расчете коммерческой, механической, рейсовой, технической, циклической скоростей в разведочном  и эксплуатационном бурении результаты необходимо свести в таблицу (табл. 8).

 

Таблица 8

 Показатели, применяемые  при разработке производственной  программы буровых предприятий

Показатели

значение

Механическая скорость проходки, м/ч

93,61

Рейсовая скорость проходки, м/ч

42,02

Техническая скорость проходки, м/ч

26,84

Коммерческая скорость бурения, м/ч

19,83

Цикловая скорость проходки, м/ч

23,11


 

3.5 Расчет коэффициентов использования и эксплуатации скважин

Рассчитать  коэффициент  использования и  эксплуатации скважин  на основе исходных данных (табл. 9). При  расчете календарного времени в  расчет принимаем  год продолжительностью 365 дней.

Таблица 9

Расчет коэффициентов  использования и  эксплуатации скважин

Показатель

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

ИТОГО

Действующий фонд, в том числе:

435

430

419

426

  

    Дающие продукцию, в  том числе:

435

430

419

426

  

-с погружными электронасосами

267

267

261

264

  

-со штанговыми насосами

133

125

124

123

  

-с насосами других типов

23

23

21

25

  

-компрессорные

7

8

8

6

  

-фонтанные

5

7

5

8

  

    Остановленные в последнем  месяце в ожидании ремонта

0

0

0

8

  

    Остановленные в последнем  месяце в ремонте

0

0

0

7

  

    Остановленные в последнем  месяце из-за отсутствия оборудования

0

0

0

9

  

Бездействующий фонд

10

7

8

8

  

ИТОГО эксплуатационный фонд скважин

445

437

427

434

  

Календарное время, час

2160

2184

2208

2208

8760

Календарное время, на действующий  фонд, час, в том числе:

939600

939120

955152

993624

3827496

    Дающие продукцию, в  том числе:

939600

939120

955152

993600

3827472

-с погружными электронасосами

576720

583128

576288

582912

2319048

-со штанговыми насосами

287280

273000

273792

271584

1105656

-с насосами других типов

49680

50232

46368

55200

201480

-компрессорные

15120

17472

17664

13248

63504

-фонтанные

10800

15288

11040

17664

54792

    Остановленные в последнем  месяце в ожидании ремонта

0

0

0

-

-

    Остановленные в последнем  месяце в ремонте

0

0

0

-

-

    Остановленные в последнем  месяце из-за отсутствия оборудования

0

0

0

-

-

 

 

Календарное время, на бездействующий фонд, час

21600

15288

17664

17664

72216

Календарное время, на эксплуатационный фонд, час

961200

954408

972816

1011264

3899688

Фактическое время, на действующий  фонд, час, в том числе:

864414

898517

888084

907139

3558154

    Дающие продукцию, в  том числе:

862154

897234

886322

905667

3551377

-с погружными электронасосами

540 195

543 847

554 012

555 998

2194052

-со штанговыми насосами

257 228

272 935

273 094

270 584

1073841

-с насосами других типов

41 680

49 058

46 114

48 542

185394

-компрессорные

10 866

16 688

7 207

13 003

47764

-фонтанные

9 925

14 706

5 895

17 540

48066

    Остановленные в последнем  месяце в ожидании ремонта

530

795

652

122

2099

    Остановленные в последнем  месяце в ремонте

890

218

458

602

2168

    Остановленные в последнем  месяце из-за отсутствия оборудования

840

270

652

748

2510

Фактическое время, на бездействующий фонд, час

12 547

11 569

12 545

12 145

48806

Фактическое время, на эксплуатационный фонд, час

876961

910086

900629

919284

3606960

Коэффициент использования скважин

0,91

0,95

0,93

0,9

  

Коэффициент эксплуатации скважин

0,93

0,97

0,94

0,93

  

 

Число дней работы (календарное время)

90

91

92

92

  

 

Эксплуатационный фонд скважин рассчитывается:

Ф э (1 кв.)  = 445+ 10 = 455

Ф э (1 кв.)  = 430 + 7 =437

Ф э (1 кв.)  = 419 + 8 =427

Ф э (1 кв.)  = 426 + 8 =434

После этого рассчитывается фактическое время на эксплуатационный фонд.

1 кв.: 864414 + 12 547 = 876961

2 кв.: 898517 + 11 569 = 910086

3 кв.: 888084 + 12 545 = 900629

4 кв.: 907139 + 12 145 = 919284

   Коэффициент использования скважин  рассчитывается:

1 кв.: Ки = 876961 / 961200 = 0,91

2 кв.: Ки = 910086 / 954408  = 0,95

3 кв.: Ки = 900629 / 972816 = 0,93

4 кв.: Ки = 919284 / 1011264 = 0,9

Коэффициент эксплуатации скважин  рассчитывается:

1 кв.: Кэ = 876961/ 939600= 0,93

2 кв.: Кэ = 910086 / 939120 = 0,97

3 кв.: Кэ = 900629/ 955152 = 0, 94

4 кв.: Кэ =  919284/ 993600  = 0,93

3.6 Расчет объема добычи нефти

Рассчитать объем добычи нефти в натуральных и стоимостных  единицах измерения на основе исходных данных (табл. 10).

Таблица 10

Расчет объема добычи нефти  в натуральных и стоимостных  единицах измерения

Показатель

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

ИТОГО 2009 год

Добыча нефти, тыс.т., в  том числе:

474,34

449,17

487,53

537,46

1948,5

- добыча из старых  скважин, тыс.т

449,19

431,41

471,39

519,77

1871,76

количество старых скважин

434

443

438

452

  

средний дебит на 1 скв, т/сут

12,5

12,0

13,4

14,0

  

коэффициент эксплуатации старых скважин

0,92

0,91

0,90

0,93

  

коэффициент изменения добычи

1,00

0,98

0,97

0,96

  

- добыча из новых скважин,  тыс. т

25,19

17,77

16,15

17,69

  

Средняя глубина новых скважин  эксплуатационного бурения, м

2558

2891

2 656

2 554

  

Средняя глубина новых скважин  разведочного бурения, м

2 145

2 041

2 320

2 352

  

Объем буровых работ, м, в том  числе:

76962

57392

47876

47550

229780

эксплуатационное бурение

45491

33267

26464

23125

128347

разведочное бурение

31471

24125

21412

24425

101433

Ввод в эксплуатацию новых скважин, в том числе:

36

25

23

25

109

из эксплуатационного бурения

18

11

10

9

48

разведочного бурения

15

12

9

10

16

освоения прошлых лет

3

2

4

6

15

Среднесуточный дебит новых  скважин, т/сут

16,2

16,1

15,9

15,7

15,98

коэффициент эксплуатации новых скважин

0,96

0,97

0,96

0,98

0,97

Число дней работы

43,2

44,14

44,16

45,08

44,15

Стоимость 1 т нефти, тыс. руб.

5,00

5,00

5,00

5,00

5,00

Выручка от реализации нефти, тыс. руб.

2371741,2

2245899,7

2437699,8

2687303,15

9742643,8

Число дней работы (календарное время)

90

91

92

92

365


 

 Занося в таблицу данное по добыче нефти из старых скважин и добыче нефти из новых скважин, полученные значение делим на 1000.

 

3.7 Расчет объема добычи попутного газа

 Рассчитать объем реализуемого  попутного газа (в натуральных  единицах измерения), выручку от  реализации попутного газа на  основе исходных данных (табл. 11).

Таблица 11

Расчет выручки от реализации попутного газа

Показатель

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

ИТОГО

Нефть, соответствующая ресурсам попутного газа, тыс. т

125

128

125

124

502

Газовый фактор, м3/т

0,36

0,35

0,37

0,35

  

Добыча газа, тыс. м3

45

44,8

46,25

43,4

  

Коэффициент использования  ресурсов попутного газа

0,13

0,07

0,07

0,21

  

Объем реализуемого газа, тыс. м3

14,09

14,58

15,91

12

56,58

Стоимость попутного газа, тыс. руб./тыс. м3

38,32

37,16

38,12

39,11

  

Выручка от реализации попутного  газа, тыс. руб.

539,92

541,79

606,48

469,32

2157,51

Число дней работы (календарное  время)

90

91

92

92

365


 

3.8 Расчет объема добычи природного газа

Рассчитать объем добычи природного газа в натуральных и  стоимостных единицах измерения  на основе исходных данных (табл. 12).

Таблица 12

Расчет объема добычи природного газа в натуральных и стоимостных  единицах измерения

Показатель

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

ИТОГО 2009 год

Добыча газа, тыс.м3., в том числе:

637,54

603,17

623,56

642,88

2507,15

- добыча из  старых скважин,  тыс.м3

637,16

602,87

623,31

642,44

2505,78

количество старых скважин

254

258

248

251

258

средний дебит на 1 скв, м3/сут

32,41

30,21

32,14

33,12

31,97

коэффициент эксплуатации старых скважин

0,86

0,85

0,85

0,84

0,85

число дней работы (календарное  время)

90

91

92

92

365

- добыча из  новых скважин,  тыс.м3

3,73

0,3

0,25

0,44

4,72

Средняя глубина новых  скважин эксплуатационного бурения, м

3 542

3 211

3 752

3 412

3479

Средняя глубина новых  скважин разведочного бурения, м

3 212

3 214

3 256

3 289

3243

Объем буровых работ, м, в  том числе:

24595

20498

18104

26752

89949

эксплуатационное бурение

12144

10227

9002

12231

43615

разведочное бурение

12451

10271

9102

14521

46356

Ввод в эксплуатацию новых  скважин, в том числе:

9

7

6

10

32

из эксплуатационного  бурения

3

3

2

4

12

разведочного бурения

4

3

3

4

14

освоения прошлых лет

2

1

1

2

6

Среднесуточный дебит  новых скважин, м3/сут

40,13

40,15

44,12

41,11

41,38

коэффициент эксплуатации новых  скважин

0,96

0,97

0,96

0,98

0,97

Число дней работы

43,2

44,14

44,16

45,08

44,15

Стоимость 1 м3 газа, тыс. руб.

2,12

2,12

2,12

2,12

2,12

Выручка от реализации газа, тыс. руб.

1351586,66

1278740,6

1321957,08

1362904,94

5315189,28


 

Занося в таблицу данное по добыче газа из старых скважин и  добыче нефти из новых скважин, полученные значение делим на 1000.

 

3.9 Расчет показателей по текущему ремонту скважин

 Пронормировать  продолжительность  текущего ремонта скважины №1325 при смене ШГН на ЭЦН для  Самотлорского месторождения, рассчитать  фактическое время ремонта (таблица  14). Данный ремонт начат в 00:00 час. 10.12.09 г. Сделать выводы при  сравнении фактической и нормативной  продолжительности ремонта.

   Рассчитать коэффициент  эксплуатации, межремонтный период  работы скважины за отчетный  год (2009 г.)  при условии проведения следующих ремонтов на данной скважине (табл. 13):

Таблица 13

Расчет показателей по текущему ремонту скважин

Наименование ремонта

Начало ремонта

Окончание ремонта

Производительное время, час

Текущий ремонт

16.02.09     00:00

18.02.09    18:00

66

Текущий ремонт

15.03.09     02:00

18.03.09    07:00

77

Текущий ремонт

22.05.09     14:00

25.05.09    18:00

76

Текущий ремонт

21.07.09    08:00

23.07.09    23:00

63

Текущий ремонт

12.09.09    14:00

15.09.09    10:00

68

Текущий ремонт

10.12.09    00:00

        12.12.09     06.00

54

ИТОГО

404

Количество ремонтов

6

Календарное время

8760

Коэффициент эксплуатации скважины

    

0,95

Межремонтный период работы скважины

    

1392,66


 

В таблице 13 рассчитывается производительное время каждого  ремонта. После расчета фактической  продолжительности ремонта в  рамках таблицы 14 данные заносятся  в таблицу 13. Рассчитывается итого  производительное время.

Информация о работе Типы производства