Аналитика // Нефть и газ. Бурильные компании на нефть


У буровых есть будущее в России // Нефть и газ // Аналитика

Последние годы ознаменовались для России настоящей экономической «шоковой терапией».

 

В новейшей истории ни у одной страны не было такого резкого вынужденного перехода к совершенно альтернативной экономической модели. Санкции, колоссальные скачки цен на нефть, политическая напряженность – все это стало отправной точкой для пересмотра Правительством РФ всех основных векторов развития государства.

 

Основным «двигателем» новой экономики России стала реализация государственной программы глобального импортозамещения, и особенно актуально это стало для нефтегазовой отрасли.

 

Почему? Во-первых, в начале июля 2015 г. со стороны Европы и США был введен запрет на инвестиции в энергетические секторы России, включая добычу нефти и газа.

 

Более того, иностранным поставщикам полностью запретили экспорт в Россию товаров, услуг и технологий, необходимых для глубоководной разведки и добычи нефти, в том числе в Арктике, проектов, связанных с добычей сланцевой нефти и т.д.

 

Во-вторых, даже до введения санкций и падения мировых цен на нефть, в России (и не только) наблюдалось падение объемов бурения, особенно эксплуатационного.  Основных причин было две – возросшая популярность горизонтального бурения (благодаря которому компаниям, для достижения заданного объема добычи, нужно было бурить меньшее число эксплуатационных скважин) и снижение инвестиционной активности добывающих компаний-заказчиков, в т.ч. из-за политической нестабильности. Поле введения санкций и продолжившихся колебаний нефтяных цен, проблемы рынка нефтесервиса в России только усложнились.

 

Основные трудности, которые не решены и по сей день  - общее устаревание парка буровых и отсутствие новых более мощных моделей, необходимых отрасли в связи с  разработкой месторождений с большей глубиной залегания продуктивных пластов. Не секрет, что «легких» запасов углеводородов на территории России почти не осталось, а средняя глубина и протяженность строящихся скважин только увеличиваются. Повышается и грузоподъемность буровых установок, которые буровым подрядчикам нужно откуда-то брать.

 

Так, по данным исследования, проведенного по заказу Корпорации развития Среднего Урала, у большинства буровых подрядчиков на конец 2016 г часть установок превысила нормативный срок службы. В 2017 году наблюдались критические значения доли бурового парка, требующей замены или ремонта. По данным КРСУ, этот показатель достигал 270 буровых. В ближайшие 5 лет выйти из эксплуатации могут до 500 ед. оборудования.

Раньше у добывающих и нефтесервисных компаний было несколько удобных вариантов  решения подобных вопросов – был широкий выбор покупки оборудования, в основном у иностранных поставщиков (доля зарубежного оборудования составляла 80%!), можно было арендовать буровые или нанять иностранную буровую компанию для ведения сложных работ.

 

С введением санкций большинство этих вариантов отпали.

Появилась потребность в наращивании производственных мощностей действующих предприятий и в локализации в России производств основных иностранных поставщиков.

Вполне логично, что российские добывающие компании перенаправили усилия на реализацию программы импортозамещения. 

 

Как следствие, в последние годы в нашей стране не только начал формироваться прочный пул поставщиков буровых установок и бурового оборудования, но и появились настоящие «силиконовые долины», полностью ориентированные на обеспечение потребностей нефтегазового сектора РФ.

 

Основной площадкой, имеющей все шансы в ближайшем будущем собрать вокруг себя мощный конгломерат отечественных поставщиков бурового оборудования, стала Свердловская область.

 

И дело тут не только в удачном территориальном расположении – 50% нефти в РФ и 90% газа добывается в Ханты-Мансийском и в Ямало-Ненецком автономных округах, граничащих со Свердловской областью, а расстояние от границы региона до нефтедобывающих скважин составляет всего 60 км. 

Но и в том, что уже сегодня в регионе налажены прочные связи с производителями отраслевой продукции (трубы, продукты нефтехимии, системы автоматики, буровые установки и т.д.). 

 

Так, в Свердловской области работает крупнейший производитель буровых - «Уралмаш НГО Холдинг» - обеспечивающий свыше 60% рынка российских тяжелых установок.

Также в регионе успешно функционируют производитель компрессорного оборудования «Невьянский машиностроительный завод», производители труб нефтяного сортамента «Синарский трубный завод», «Северский трубный завод» (группа ТМК) и «Первоуральский новотрубный завод» (группа ЧТПЗ) и многие другие.

Кроме того, в Свердловской области расположены крупнейшие металлургические компании России, а также свыше 300 промышленных компаний МСБ - местные подрядчики, которые могут стать поставщиками деталей и материалов для производств нефтегазового машиностроения.

За счет развития производства и освоения новой продукции компании «Уралмаш НГО Холдинг», а также привлечения в регион производителей смежного оборудования, Свердловская область может уже в ближайшем будущем превратиться в кластер нефтегазового машиностроения.

Над этим активно работает Корпорация развития Среднего Урала (КРСУ), консолидируя интерес со стороны производителей нефтегазового оборудования и комплектующих к локализации на территории региона.

 

По данным исследования, проведенного по инициативе КРСУ, в течение 4х лет Свердловская область сможет обеспечить свыше 80% рынка российских тяжелых буровых установок, а в сегменте всех типов буровых агрегатов для нефтегазовой отрасли доля производства будет достигать 40%.

Этого показателя не так-то сложно добиться, ведь уже сейчас в Уральском федеральном округе сосредоточено 80% российского потребления нефтегазового оборудования.

 

С учетом рыночной обстановки в Свердловской области перспективно создавать новые проекты нефтегазового машиностроения и производства компонентов как в кооперации с действующими предприятиями, которые готовы к технологическому партнерству, так и путем самостоятельного развития.

Инициация новых проектов активно поддерживается государством и правительством региона в частности.

Например, в августе 2017 г. правительство Свердловской области заключило соглашение о сотрудничестве с  Газпром нефтью.

Документ предполагает реализацию в регионе мероприятий по импортозамещению оборудования и технологий, а также смазочных материалов и технических жидкостей.

В мае 2018 г. губернатор региона Е. Куйвашев и президент Роснефти И. Сечин на полях ПМЭФ договорились о развитии двусторонних партнерских отношений, также подписав соглашение.

И таких примеров немало.

 

Специально созданные в регионе Индустриальный парк «Богословский» или особая экономическая зона «Титановая долина» открывают для своих резидентов целый ряд преимуществ, в т.ч. налоговые льготы (снижение налога на прибыль до 5%, обнуление налогов на имущество и землю, снижение страховых взносов до 7,6%), льготное финансирование проектов от 1% годовых и поддержка региональных институтов развития и органов власти.

Корпорация развития Среднего Урала, специально созданная Правительством Свердловской области, поможет предпринимателям выбрать площадку, запустить производство, получить необходимые субсидии и льготы, а также окажет содействие во взаимодействии новых компаний с органами власти.

 

У отечественных буровых установок есть будущее, об этом не только говорят сами производители, но и подтверждают исследования.

Так, согласно исследованию КРСУ, в ближайшие 5 лет спрос на буровые установки будет покрываться внутренним производством.

Но, поскольку часть иностранных производителей уже открыли производство внутри России, расслабляться российским производителям все же не стоит.

neftegaz.ru

Мировой буровой сервис - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Global Drilling Services

E. SCHEDROV, ESK ENSTROM CJSC

В статье рассмотрены некоторые экономические аспекты бурения в мировой добыче углеводородов.

The Article covers some economical aspects of drilling in global hydrocarbon production.

С технологической и с экономической точек зрения буровые работы являются основными в мировой добыче углеводородов. Именно на них приходятся основные затраты. Так, в США в 2007 г. из общей суммы инвестиций в нефтегазодобычу в 151,6 млрд долл. доля расходов на бурение эксплуатационных скважин (field wells) составила 71,7% (108,7 млрд долл.), на бурение разведочных скважин (exploratory wells) и на геофизические исследования приходилось 10,8% (16,3 млрд долл.), затраты на создание прочей инфраструктуры для добычи углеводородов составили 15,7% (23,8 млрд долл.) и на оплату лицензий (бонусов) государственному агентству The Minerals Management Services за право разрабатывать месторождения было направлено 1,8% (2,8 млрд долл.) [1]. По оценкам Barclays, расходы на развитие новых скважин, добывающих платформ и прочей инфраструктуры в 2011 г. составят 490 млрд долл., что на 11% выше показателя 2010 г. Отчасти этот рост отражает увеличение издержек на разведку и добычу нефти на более труднодоступных месторождениях, в т. ч. значительные суммы будут выделены на проекты морских нефтедобывающих платформ [2].По приведенным выше цифрам видно, что бурение эксплуатационных скважин определяет общую динамику инвестиций в добычу углеводородов. Причем структура этих инвестиций, если судить на примере США, продолжает меняться в пользу бурения: за двадцатипятилетие (1982 – 2007 гг.) его доля выросла на целых 16 процентных пунктов – до 77% (с учетом разведочного бурения). Главным объяснением такой тенденции является сохранение относительно высокой стоимости буровых работ при снижении стоимости работ по разведке и созданию прочей инфраструктуры промыслов. Доля разведки снизилась, прежде всего, за счет удешевления геофизических исследований с помощью продвинутых сейсмических технологий.В США в 2008 г. число законченных буровых нефтяных и газовых скважин составило 52,1 тысячи [3], в т. ч. на разведочные скважины приходилось 10% от общего числа и на эксплуатационные скважины – 90%. Средняя глубина скважины составила 1890 м. Горизонтальное бурение производилось на трети всех буровых установок США против всего 3% пятью годами ранее. Всего 12% пробуренных эксплуатационных скважин оказались «сухими» и не обеспечили необходимой продуктивности. По методологии учета, принятой в США, а следом за ними и в большинстве других основных нефтедобывающих стран, в капитальные затраты на добычу углеводородов (finding and development costs) входят затраты в фазе подготовки месторождений к эксплуатации, т. е. разведка (exploration) и освоение месторождений. В категорию «освоение» включаются прежде всего затраты на бурение эксплуатационных скважин, а также затраты на создание прочей инфраструктуры промыслов (drilling and production). Строится эта отраслевая статистика на суммировании стоимости заявленных компаниями расходов на услуги по обустройству месторождений, включая оплаченные подрядные работы и услуги по аренде оборудования. Важно отметить, что отраслевая американская статистика включает не только услуги независимых сервисных компаний и сторонних фирм-операторов оборудования, но также и стоимость аналогичных услуг, выполненных собственными подразделениями нефтяных фирм (captive market). В капитальные затраты стоимость оборудования включена обычно не в виде затрат на приобретение нового оборудования, а в виде амортизационных отчислений по оборудованию, используемому операторами.Полные издержки добычи (supply costs) нефти включают помимо капитальных издержек, связанных с поиском, разведкой и освоением месторождения, также текущие издержки, связанные с эксплуатацией месторождений (production/operating или direct lifting costs).Соотношение капитальных и текущих затрат в общих издержках по добыче нефти может меняться в широком диапазоне. Считается, что при полном оснащении промысла необходимым оборудованием удвоение капитальных затрат при сроке окупаемости в 8 лет позволяет снизить операционные текущие затраты вдвое [4]. Динамика изменения полных мировых издержек добычи нефти зависит, прежде всего, от соотношения двух факторов: природного и технологического. Влияние технологического фактора всегда направлено на снижение издержек. Природный фактор, включающий, прежде всего, горно-геологические характеристики месторождений и природно-климатические условия их разработки, за счет вовлечения ресурсов с худшими характеристиками по сравнению с выбывающими ресурсами, является фактором повышения мировых издержек. Совершенствование оборудования и технологий за последнее десятилетие всего лишь замедлило процессы общего повышения стоимости добычи нефти, ухудшение условий добычи сводит на нет эффективность достижений научно-технического прогресса в смысле экономической доступности ископаемых углеводородов. Истощение старых месторождений обычной низковязкой нефти, падение продуктивности добычи в традиционных районах и вынужденное масштабное начало добычи на морском шельфе означали новый вызов к качеству и производительности нефтедобывающего оборудования и сопровождались серьезным повышением капиталоемкости в новых районах добычи.Объемы задействованной буровой техники являются важным показателем общей инвестиционной активности в нефтедобыче. В начале 2008 г. число действующих наземных буровых установок в мире составило 2238 (в т. ч. в США – 902), морских установок – 1147 (в т. ч. в США – 863) [5], 250 единиц плавучих нефтегазопромысловых систем (за последнее десятилетие их число увеличилось более чем вдвое; по прогнозу консалтинговой компании International Maritime Associates (IMA, Вашингтон), в ближайшие пять лет нефтяная отрасль получит еще 120 – 175 таких новых систем [6]. Анализ изменений таких количественных параметров, как годовые объемы буровых работ на нефть и природный газ, а также заказы на новое оборудование, подтверждает подверженность рыночной конъюнктуре и корреляцию с ценами на углеводороды. Рекордный уровень пробуренных скважин в США, где такая статистика ведется длительное время, приходился именно на периоды ожиданий повышения цен, например, на начало 80-х годов прошлого века и на период 2006 г. – первую половину 2008 г. В 2007 г., в «пиковый» период развития мирового нефтяного рынка, объемы бурения выросли на 12%, в первой половине 2008 г. – еще на 15%, а затем наступил резкий перелом – в условиях наступившего глобального финансово-экономического кризиса и падения цен на нефть снижение объемов бурения составило к концу года более 25% [7]. Число роторных буровых установок, находящихся в эксплуатации, также находится в жесткой корреляционной связи с ценами на нефть. По данным фирмы «Baker Hughes», под влиянием роста цен на нефть общее число роторных буровых установок в эксплуатации в мире за семь лет возросло к апрелю 2008 г. на 35% – до 3008 единиц, а в ходе развития финансово-экономического кризиса рухнуло к апрелю 2009 г. до 2055, то есть на 32% [8]. Поскольку на США традиционно приходится основной объем буровых работ в мире, число буровых установок в эксплуатации в этой стране определяет загрузку парка буровых установок в мире в целом. За период с 2000 г. доля США в общем числе эксплуатируемых роторных буровых установок возросла с 49% до 58%, а число их в этой стране увеличилось с 1055 до 1902 ед. В наибольшей степени в США возросло число установок для горизонтального бурения – с 50 ед. в 2003 г. примерно до 500 ед. в 2008 г.Капиталоемкость работ по разведке и добыче углеводородов в море в настоящее время значительно превышает капиталоемкость этих работ на суше. Поэтому заказ и ввод в эксплуатацию оборудования для морской добычи нефти осуществляется по долгосрочным программам, подкрепленным многолетними контрактами на загрузку этих мощностей. За период с 2001 г. число роторных буровых установок, используемых в буровых работах на мировом континентальном шельфе, возросло лишь на 5,4% – до 389 ед. в 2008 г., что втрое уступало темпам прироста буровых мощностей на суше. Основным путем определения оборота рынка нефтедобывающего оборудования, в частности бурового, остается анализ капиталовложений в нефтедобычу. Этот же путь наиболее продуктивен и при анализе мирового рынка услуг, неразрывно связанного с рынком оборудования.Амортизационные отчисления в нефтедобыче США составляют порядка 60% от текущих инвестиций: этот показатель с некоторыми допущениями (лаг по времени, различия в структуре затрат по разным районам и компаниям) можно принять и при исчислении оборота американского рынка оборудования по отношению к капитальным затратам нефтедобычи. При таком подходе оборот американского рынка оборудования для добычи нефти в 2007 г. можно оценить в 35 млрд долл., причем порядка 70% от этой суммы приходится на буровое оборудование. Характеризуя мировой рынок нефтедобывающего оборудования в целом, можно сослаться на оценки, сделанные разными организациями относительно капиталовложений в нефтедобычу. По прогнозу МЭА, сделанному в 2007 г., на период с 2006 г. до 2030 г. мировой нефтяной промышленности на разведку и добычу будут потребны 4 трлн долл., т. е. около 150 млрд долл. в среднем за год [9].Прогнозы ОПЕК в целом по миру на период по 2030 г. по сравнению с приведенным выше прогнозом несколько ниже, поскольку они оценивают капиталовложения только по обычной низковязкой нефти. По оценке ОПЕК, общие капиталовложения в разведку и добычу за период 2007 – 2030 гг. составят 2,8 трлн долл. (цены 2007 г.), т. е. более 100 млрд долл. в среднем за год. Очевидно, что если включить добычу «тяжелой» нефти, их прогноз приблизится к уровню прогноза МЭА. На страны картеля приходится 42% прогнозируемой суммы. Удельные инвестиции в расчете на тонну добываемой нефти были приняты по ОПЕК вдвое ниже, чем по странам ОЭСР [10]. Согласно прогнозу американской фирмы Douglas-Westwood [11], несмотря на серьезное снижение в кризисные 2009 – 2010 гг., число морских скважин в мировой нефтегазодобыче в 2009 – 2013 гг. вырастет по сравнению с предыдущим четырехлетием на 7%, а затраты на бурение в море вырастут до 367 млрд долл. против 278 млрд долл.С учетом приведенных прогнозов и с поправкой на последствия мирового финансово-экономического кризиса полные среднегодовые потребности мировой нефтедобычи в инвестициях можно оценить на десятилетие 2009 – 2018 гг. примерно в 100 – 120 млрд долл. При этом оборот мирового рынка оборудования для нефтедобычи может составить 60 – 70 млрд долл. (в т. ч. более трети – доля США), на строительно-монтажные работы и услуги (без амортизации оборудования) придется порядка 30 – 40 млрд долл.

Динамика развития нефтесервисного рынка в России (млрд долл.) [19]

В настоящее время поставки бурового оборудования почти непременно сопровождаются заключением контрактов на оказание услуг. Они обычно начинаются с обязательства квалифицированного посредника составить контракт на поставку оборудования, консультировать стороны при подписании и обеспечить поставку. Следом заключаются сделки на оказание услуг по обеспечению монтажа, пуска и наладки, технического обслуживания, плановых и внеплановых ремонтов, модернизации. По своему технологическому составу и назначению услуги могут иметь самый разнообразный характер. К тому же в соответствии с договорами подряда или аренды они могут предоставляться в самых разных комбинациях и наборах – начиная от полного интегрированного сервиса с взятием на главного подрядчика практически всего спектра услуг до индивидуализированных услуг по отдельным специализированным операциям.Оборот рынка услуг в нефтедобыче в отличие от рынка оборудования является производной не только капитальных, но и текущих затрат. К первой категории по методологии учета, соответствующей капитальным затратам, относятся услуги по бурению, окончанию скважин, обработка с помощью специального программного обеспечения данных сейсморазведки, составление технологического и бизнес-планов эксплуатации и т. п. Во вторую группу, соответствующую текущим затратам, входят прежде всего услуги по эксплуатации и обслуживанию действующего насосного и прочего добывающего оборудования. Среднегодовой оборот рынка услуг в сфере мировой нефтедобычи (при исключении стоимости оборудования из стоимости услуг) можно оценить в десятилетия 2009 – 2018 гг. в 15 – 20 млрд долл. Значительная часть этих расходов приходится на бурение. Для современного рынка бурового оборудования и прочей машиностроительной продукции характерно

burneft.ru

4.1. Особенности организации бурения на нефть и газ в оао «нк «Роснефть» -Пурнефтегаз»

С точки зрения организационно-технических признаков выделяется два типа скважин:

1 тип – номинальной глубиной порядка 1500м, инструменты бурение относительно небольшого диаметра (76-93 мм),

2 тип – номинальной глубиной более 3000м, наиболее глубокие достигают глубины 5 км, диаметры скважин около 508 мм, бурятся сплошным забоем с применением лопастных, алмазных и шарошечных долот.

Производственное время использования оборудования составляет 75%, а простои 21,1%.

Ниже приведена структура всего производственного процесса с указанием среднестатистической доли времени (в процентах), затрачиваемой на выполнение отдельных частей.

  1. Строительства вышек и монтаж оборудования – 14%,

  2. Основное производственное время – 68%,

  3. Ремонтные работы – 5%,

  4. Ликвидация осложнений в скважинах 9%,

  5. Демонтаж вышки и оборудования – 4%.

По окончанию монтажа оборудования силами буровых бригад проводятся подготовительные работы к бурению. Для выполнения этих работ, а также ряда заключительных операций по окончанию бурения при больших его объемах на участке организуются специальные пусконаладочные бригады, что обеспечивает наиболее полную занятость основных высококвалифицированных буровых бригад на выполнение основного процесса.

Буровую бригаду образуют три основные вахты и одна подменная. Буровая бригада (вахта), обслуживающая буровую установку, состоит из бурильщика и 3-х помощников, при дизельной буровой установке включается дизелист, вспомогательные службы бурового участка комплектуются слесарями и электромонтерами.

Для выполнения работ по креплению скважин обсадными трубами вахта усиливается 2-4 рабочими. При спуске обсадных колонн со сварными соединениями в работе участвует электросварщик.

Применение передовых технологий неразрывно связано с внедрением новой техники. Компания постоянно проводит работы по испытанию перспективных образцов новой техники, многие из которых находят применение на производстве.

4.2. Анализ использования рабочего времени буровой бригадой Фотохромометраж работы буровой бригады в смену.

Дата 28.06.2011

Смена 2

Тип, марка коронки СМ4

Диаметр 93 мм

Категория пород II-III, VI, VIII

Скорость бурения 16.6 м /ст. см.

Начало наблюдений 11.30

Продолжительность наблюдений 7 ч

Таблица 3. Фотография рабочего времени

№ п/п

Наименование элементов затрат рабочего времени

Текущее время

Продолжи-тельность в мин.

Индекс затрат времени

ч

мин

1

Подготовительные работы перед спуском бурового снаряда

11

37

7

Тв

2

Спуск бурового снаряда

12

12

35

Тв

3

Заключительные работы после спуска

12

15

3

Тв

4

Постановка снаряда на забой скважины

12

18

3

Тв

5

Бурение

12

50

32

То

6

Перекрепление шпинделя

12

51

1

Тв

7

Бурение

13

25

34

То

8

Перекрепление шпинделя

13

26

1

Тв

9

Бурение

14

0

34

То

10

Перекрепление шпинделя

14

1

1

Тв

11

Бурение

15

0

40

То

12

Перекрепление шпинделя

15

1

1

Тв

13

Отдых

15

31

30

Тотл

14

Бурение

16

0

29

То

15

Перекрепление шпинделя

16

1

1

Тв

16

Бурение

16

31

30

То

17

Простой из-за отсутствия электроэнергии

16

52

21

Тпнт

18

Ремонт двигателя и смазка станка

17

15

23

Тоб

19

Простой из-за отсутствия промывочной жидкости

17

25

10

Тпнт

20

Промывка скважины

17

31

6

Тв

21

Подготовительные работы перед подъемом бурового снаряда

17

39

8

Тв

22

Подъем бурового снаряда

18

27

48

Тв

23

Смена породоразрушающего инструмента

18

30

13

Тв

Итого

 

 

 

411

 

То— основные процессы;

Тв – вспомогательные процессы;

Тпнт — потери (перерывы) организационно-технического характера, зависящие от неполадок на производстве;

Тпнд – потери времени по вине рабочего;

Потл — потери времени на личные нужды и отдых.

Тоб – время на обслуживание и ремонт оборудования

Таблица 4. Сводка одноименных затрат рабочего времени

Затраты рабочего времени

Индекс

Повторяемость

Общая продолжительность

Средняя продолжительность

1

Подготовительные работы перед спуском бурового снаряда

Тв

1

7

7,0

2

Спуск бурового снаряда

Тв

1

35

35,0

3

Заключительные работы после спуска

Тв

1

3

3,0

4

Постановка снаряда на забой скважины

Тв

1

3

3,0

5

Бурение

То

6

199

33,2

6

Перекрепление шпинделя

Тв

5

5

1,0

7

Отдых

Тотл

1

30

30,0

8

Простой из-за отсутствия электроэнергии

Тпнт

1

21

21,0

9

Ремонт двигателя и смазка станка

Тоб

1

23

23,0

10

Простой из-за отсутствия промывочной жидкости

Тпнт

1

10

10,0

11

Промывка скважины

Тв

1

6

6,0

12

Подготовительные работы перед подъемом бурового снаряда

Тв

1

8

8,0

13

Подъем бурового снаряда

Тв

1

48

48,0

14

Смена породоразрушающего инструмента

Тв

1

13

13,0

Тв

23

411

На основании данных таблицы 2 оставляются фактический и проектируемый балансы рабочего времени. Рассчитаем коэффициент пропорциональности:

КПР =(Тсм-(Тпз+Тоб+Тотл+Тпт)/(То+Тв) =

=(411-(23+30)/(199+128)=358/327=1,0948

С помощью данного коэффициента определяются основное, и вспомогательное время проектируемого баланса рабочего времени.

Время подготовительно-заключительных работ, обслуживания и технологических перерывов переносится в проектируемый баланс без изменений.

В проектируемом балансе рабочего времени должно отсутствовать время нерегламентированных перерывов, т. е. ТПНТ и Т ПНД.

Таблица 5. Фактический и проектируемый балансы рабочего времени

Индекс

Категория затрат времени

Фактичсекий баланс РВ

Проектируемый баланс РВ

Сокращение, мин.

Тобщ

% от БРВ

Тобщ

% от БРВ

То

Основные процессы

199

48,42

218

53,01

0

Тв

Вспомогательные процессы

128

31,14

140

34,10

0

Тпнт

Потери времени из-за неполадок в производстве

31

7,54

0

0,00

31

Тоб

Время на обслуживание оборудования

23

5,60

23

5,60

0

Тотл

Потери времени на личные нужды и отдых

30

7,30

30

7,30

0

ИТОГО

411

100,00

411

100,00

Анализ ФРВ проводится по следующим коэффициентам:

1.Коэффициент использования рабочего времени:

КИСП==92,5%

2. Коэффициент потерь рабочего времени, в связи с нарушением производственного процесса из-за организационно-технических неполадок:

КПНТ=

3. Коэффициент потерь рабочего времени в связи с нарушением трудовой дисциплины:

КПНД=

Сумма данных коэффициентов должна равняться единице.

КИСП+ КПНТ+ КПНД= 0,925 + 0,075 + 0 = 1

4. Коэффициент оперативного времени:

ТОП=

5. Коэффициент производительной работы:

КП=

Возможное повышение производительности труда за счет устранения потерь рабочего времени определяется по следующим формулам:

1.Прирост производительности труда за счет устранения потерь рабочего времени по организационно-техническим причинам:

ΔПт1=

2.За счет устранения потерь, зависящих от рабочего:

ΔПт2=

3. За счет устранения всех непроизводительных затрат и потерь рабочего времени:

ΔПт3=

studfiles.net