Автор: Пользователь скрыл имя, 13 Марта 2012 в 09:19, курсовая работа
Цель данного курсового проекта – проанализировать процесс производственной структуры предприятия во всех аспектах и сделать выводы по наиболее оптимальному варианту, закрепить на практике теоретические знания по организации производственного процесса. Главная задача – получение навыка в организации труда и средств на предприятии и получение экономически целесообразного производства.
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………..3
Понятие производственной структуры предприятия…………….4
1.2 Краткая характеристика каждого из структурных подразделений предприятия……………………………………………………………………….6
1.3 Типы производственной структуры……………………………….8
2. Характеристика и анализ организационно-производственной структуры предприятия…………………………………...…..………………...11
2.1. Понятие производственной структуры предприятия…………...…11
2.2. Особенности производственной структуры данного предприятия……………………………………………………………………...12
2.3.Особенности производственной структуры основных цехов предприятия……………………………………………………………………...14
2.4.Возможности оптимизации и рационализации производственной структуры данного предприятия…………………………………......................14
2.5.Особенности организации рабочих мест основного производства данного предприятия………………………………………………………….…17
3. Расчет производственной мощности и производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности…………….…………….18
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………….40
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК……………………………………..41
Мс = (Мв+Мвых)/2
Мс = (6 953074,8 + 7 183 810,73) / 2 = 7 068 442,77
3.2 Используя данные задачи 3.1 и таблицы 1 рассчитать коэффициенты планового и фактического использования мощностей
Таблица 1 – Исходные данные
для расчета коэффициентов
Период |
Объем производства, т | |
план |
факт | |
январь |
545 143,00 |
645 874,00 |
февраль |
548 785,00 |
450 587,00 |
март |
547 859,00 |
545 874,00 |
апрель |
245 857,00 |
450 547,00 |
май |
250 874,00 |
450 257,00 |
июнь |
551 298,00 |
549 875,00 |
Продолжение Табл. 1 |
||
июль |
548 975,00 |
651 587,00 |
август |
349 377,00 |
545 875,00 |
сентябрь |
452 145,00 |
448 759,00 |
октябрь |
646 897,00 |
547 236,00 |
ноябрь |
447 879,00 |
448 784,00 |
декабрь |
552 587,00 |
447 852,00 |
ИТОТО |
5 687 676,00 |
6 183 107,00 |
Коэффициент планового
использования
Кпл = Qпл/Мс,
Кпл =0,79
где Qпл – плановый объем производства.
Коэффициент фактического
использования
Кф = Qф/Мс,
Кф =0,86
где Qф – фактический объем производства.
3.3 Рассчитать коэффициент использования и эксплуатации скважин на основе исходных данных (таблица 2).
При расчете календарного времени в расчет принимаем 2009 год.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета
Показатель |
1 кв. |
2 кв. |
3 кв. |
4 кв. |
ИТОГО |
Действующий фонд, в том числе: |
445 |
430 |
419 |
450 |
1 744 |
Дающие продукцию, в том числе: |
445 |
430 |
419 |
426 |
1 720 |
-с погружными электронасосами |
272 |
267 |
261 |
264 |
1 064 |
-со штанговыми насосами |
138 |
125 |
124 |
123 |
510 |
-с насосами других типов |
23 |
23 |
21 |
25 |
92 |
-компрессорные |
7 |
8 |
8 |
6 |
29 |
-фонтанные |
5 |
7 |
5 |
8 |
25 |
Остановленные в последнем месяце в ожидании ремонта |
0 |
0 |
0 |
8 |
8 |
Остановленные в последнем месяце в ремонте |
0 |
0 |
0 |
7 |
7 |
Остановленные
в последнем месяце из-за |
0 |
0 |
0 |
9 |
9 |
Бездействующий фонд |
10 |
7 |
8 |
8 |
33 |
ИТОГО эксплуатационный фонд скважин |
455 |
437 |
427 |
458 |
|
Календарное время, час |
2 160 |
2 184 |
2 208 |
2 208 |
8 760 |
Календарное время, на действующий фонд, час, в том числе: |
961 200 |
939 120 |
925 152 |
940 608 |
3 766 080 |
Дающие продукцию, в том числе: |
961 200 |
939 120 |
925 152 |
940 608 |
3 766 080 |
-с погружными электронасосами |
587 520 |
583 128 |
576 288 |
582 912 |
2 329 848 |
-со штанговыми насосами |
298 080 |
273 000 |
273 792 |
271 584 |
1 116 456 |
-с насосами других типов |
49 680 |
50 232 |
46 368 |
55 200 |
201 480 |
-компрессорные |
15 120 |
17 472 |
17 664 |
13 248 |
63 504 |
-фонтанные |
10 800 |
15 288 |
11 040 |
17 664 |
54 792 |
Остановленные в последнем месяце в ожидании ремонта |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Остановленные в последнем месяце в ремонте |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Остановленные
в последнем месяце из-за |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Календарное время, на бездействующий фонд, час |
21 600 |
15 288 |
17 664 |
17 664 |
72 216 |
Календарное время, на эксплуатационный фонд, час |
982 800 |
954 408 |
942 816 |
958 272 |
3 838 296 |
Фактическое время, на действующий фонд, час, в том числе: |
862 164 |
898 517 |
888 084 |
907 139 |
3 555 904 |
Дающие продукцию, в том числе: |
859 904 |
897 234 |
886 322 |
905 667 |
3 549 127 |
-с погружными электронасосами |
540 200 |
543 847 |
554 012 |
555 998 |
2 194 057 |
-со штанговыми насосами |
257 233 |
272 935 |
273 094 |
270 584 |
1 073 846 |
-с насосами других типов |
41 680 |
49 058 |
46 114 |
48 542 |
185 394 |
-компрессорные |
10 866 |
16 688 |
7 207 |
13 003 |
47 764 |
-фонтанные |
9 925 |
14 706 |
5 895 |
17 540 |
48 066 |
Остановленные в последнем месяце в ожидании ремонта |
530 |
795 |
652 |
122 |
2 099 |
Остановленные в последнем месяце в ремонте |
890 |
218 |
458 |
602 |
2 168 |
Остановленные
в последнем месяце из-за |
840 |
270 |
652 |
748 |
2 510 |
Фактическое время, на бездействующий фонд, час |
12 547 |
11 569 |
12 545 |
12 145 |
48 806 |
Фактическое время, на эксплуатационный фонд, час |
874 711 |
910 086 |
900 629 |
919 284 |
3 604 710 |
Коэффициент использования скважин |
0,89 |
0,95 |
0,96 |
0,96 |
0,94 |
Коэффициент эксплуатации скважин |
0,91 |
0,97 |
0,97 |
0,98 |
0,96 |
Эксплуатационный фонд скважин (Фэ) рассчитывается по следующей формуле:
Фэ = Фд+Фбд,
где Фд – действующий фонд скважин;
Фбд - бездействующий фонд скважин.
Расчет календарного времени осуществляется в соответствии с фактическим количеством дней в каждом квартале с пересчетом в часы.
Календарное время
на действующий (
После этого рассчитывается
фактическое время на
Коэффициент использования скважин (Ки) рассчитывается по формуле:
Ки= Тф эф/Тк эф,
где Тф эф - фактическое время на эксплуатационный фонд;
Тк эф - календарное время на эксплуатационный фонд.
Коэффициент эксплуатации скважин (Кэ) рассчитывается по формуле:
Кэ= Тф эф/Тк дф,
где Тф эф - фактическое время на эксплуатационный фонд;
Тк дф - календарное время на действующий фонд.
3.4 Рассчитать объем добычи нефти в натуральных и стоимостных единицах измерения на основе исходных данных (таблица 3).
Таблица 3 – Исходные данные для расчета 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: |
494,76165 |
481,84 |
531,21 |
563,56 |
2 071,37 |
- добыча из старых скважин, тыс.т |
470,58 |
464,61 |
515,70 |
546,22 |
1 997,11 |
количество старых скважин |
439 |
448 |
443 |
452 |
1 782 |
средний дебит на 1 скв, т/сут |
12,5 |
12,0 |
13,4 |
14,0 |
12,975 |
коэффициент эксплуатации старых скважин |
0,95 |
0,97 |
0,97 |
0,98 |
0,968182206 |
коэффициент изменения добычи |
1,00 |
0,98 |
0,97 |
0,96 |
0,9775 |
- добыча из новых скважин, тыс. т |
24,19 |
17,23 |
15,50 |
17,34 |
74,26 |
Средняя глубина новых
скважин эксплуатационного |
2 563 |
2 896 |
2 656 |
2 559 |
|
Средняя глубина новых скважин разведочного бурения, м |
2 145 |
2 041 |
2 320 |
2 352 |
|
Объем буровых работ, м, в том числе: |
76972 |
57397 |
47881 |
47555 |
229805 |
эксплуатационное бурение |
45496 |
33272 |
26469 |
23125 |
128 362,00 |
разведочное бурение |
31476 |
24125 |
21412 |
24430 |
101 443,00 |
Ввод в эксплуатацию новых скважин, в том числе: |
36 |
25 |
23 |
25 |
109 |
из эксплуатационного бурения |
18 |
11 |
10 |
9 |
48,00 |
разведочного бурения |
15 |
12 |
9 |
10 |
46,00 |
освоения прошлых лет |
3 |
2 |
4 |
6 |
15,00 |
Среднесуточный дебит новых скважин, т/сут |
16,2 |
16,1 |
15,9 |
15,7 |
15,975 |
коэффициент эксплуатации новых скважин |
0,96 |
0,97 |
0,96 |
0,98 |
0,9675 |
Число дней работы |
43,2 |
44,135 |
44,16 |
45,08 |
176,575 |
Стоимость 1 т нефти, тыс. руб. |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
Выручка от реализации нефти, тыс. руб. |
2 473 808,26 |
2 409 204,46 |
2 656 039,20 |
2 817 793,61 |
10 356 845,54 |
Добыча нефти (Дн) рассчитывается как сумма добычи нефти из старых (Дн ст) и новых (Дн нов) скважин.
Дн = Дн ст+Дн нов
Добыча нефти из старых (Дн ст) скважин рассчитывается по формуле:
Дн ст = Фст*qст*n*Кэ*Кизм,
где Фст – количество старых скважин (фонд старых скважин);
qст – средний дебит на 1 старую скважину;
n – количество дней в календарном периоде;
Кэ - коэффициент эксплуатации скважин;
Кизм – коэффициент изменения добычи.
Добыча нефти из новых (Дн нов) скважин рассчитывается по формуле:
Дн нов = Фнов*qнов*Д,
где Фнов – количество новых скважин (фонд новых скважин);
qнов – средний дебит на 1 новую скважину;
Д – среднее число дней работы одной скважины.
Количество новых скважин (Фнов) определяется по формуле:
Ф нов = Ф нов эб + Ф нов рб + Ф нов осв,
где Ф нов эб – количество новых скважин из эксплуатационного бурения;
Ф нов рб - количество новых скважин из разведочного бурения;
Ф нов осв – освоение скважин прошлых лет.
Количество новых скважин из эксплуатационного бурения (Ф нов эб) определяется по формуле:
Фнов эб = Бэ/Гср э,
где Б э – объем эксплуатационного бурения;
Гср э – средняя глубина новых скважин эксплуатационного бурения.
Количество новых
скважин из разведочного
Фнов рб = Бр/Гср р,
где Б р – объем разведочного бурения;
Гср р – средняя глубина новых скважин разведочного бурения.
При расчете количества
новых скважин из
Среднее число дней работы одной скважины (Д) рассчитывается по формуле:
Д =(n/2)*Кэ нов,
где n – количество дней периода;
Кэ нов – коэффициент эксплуатации новых скважин.
Выручка от реализации
нефти рассчитывается путем
3.5 Рассчитать объем реализуемого попутного газа (в натуральных единицах измерения), выручку от реализации попутного газа на основе исходных данных (таблица 4).
Таблица 4 – Исходные данные для расчета выручки от реализации попутного газа
Показатель |
1 кв. |
2 кв. |
3 кв. |
4 кв. |
ИТОГО |
Нефть, соответствующая ресурсам попутного газа, тыс. т |
130 |
133 |
125 |
124 |
512 |
Газовый фактор, м3/т |
0,36 |
0,35 |
0,37 |
0,35 |
1 |
Добыча газа, млн. м3 |
46,80 |
46,55 |
46,25 |
43,40 |
183,00 |
Коэффициент использования ресурсов попутного газа |
0,13 |
0,07 |
0,07 |
0,21 |
0,48 |
Объем реализуемого газа, тыс. м3 |
14,66 |
15,15 |
15,91 |
12,00 |
57,72 |
Стоимость попутного газа, тыс. руб./тыс. м3 |
38,32 |
37,16 |
38,12 |
39,11 |
38,1775 |
Выручка от реализации попутного газа, тыс. руб. |
561,68536 |
563,04925 |
606,66551 |
469,32391 |
2 203,78 |
При расчете производственной программы по добыче попутного газа (Дпг) основой служит газовый фактор (G), ресурсы газа (Рг) и их использование, выражаемое коэффициентом использования ресурсов попутного газа (Кг).
Дпг = Дн’’* G*(1-Кг),
где Дн’’ – объем нефти, соответствующий ресурсам попутного газа.
Для расчета
коэффициента использования
Выручка от реализации попутного газа рассчитывается путем умножения стоимости 1 тыс. м3 попутного газа на объем его реализации
3.6 Рассчитать объем добычи природного газа в натуральных и стоимостных единицах измерения на основе исходных данных (таблица 5).
Таблица 5 – Исходные данные для расчета 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: |
664,69 |
626,60 |
634,53 |
660,60 |
2 586,42 |
- добыча из старых скважин, тыс.м3 |
649,71 |
614,56 |
623,31 |
642,44 |
2 530,02 |
количество старых скважин |
259 |
263 |
248 |
251 |
1 021 |
средний дебит на 1 скв, м3/сут |
32,41 |
30,21 |
32,14 |
33,12 |
31,97 |
коэффициент эксплуат. 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 |
14,98 |
12,03 |
11,22 |
18,16 |
56,39 |
Средняя глубина новых скважин эксплуат |
3 542 |
3 211 |
3 752 |
3 412 |
|
Средняя глубина новых скважин разведочного бурения, м |
3 212 |
3 214 |
3 256 |
3 289 |
|
Объем буровых работ, м, в том числе: |
24595 |
20508 |
18104 |
26752 |
89959 |
Эксплуатац. бурение |
12144 |
10232 |
9002 |
12231 |
43 609,00 |
разведочное бурение |
12451 |
10276 |
9102 |
14521 |
46 350,00 |
Ввод в эксплуатац. новых скважин, в том числе: |
9 |
7 |
6 |
10 |
32 |
из эксплуатационного бурения |
3 |
3 |
2 |
4 |
12,00 |
разведочного бурения |
4 |
3 |
3 |
4 |
14,00 |
освоения прошлых лет |
2 |
1 |
1 |
2 |
6,00 |
Среднесуточный дебит новых скважин, м3/сут |
40,13 |
40,15 |
44,12 |
41,11 |
41,3775 |
коэффициент эксплуатации новых скважин |
0,96 |
0,97 |
0,96 |
0,98 |
0,9675 |
Число дней работы |
43,2 |
44,135 |
44,16 |
45,08 |
176,575 |
Стоимость 1 м3 газа, тыс. руб. |
2,12 |
2,12 |
2,12 |
2,12 |
|
Выручка от реализации газа, тыс. руб. |
1 409 140,15 |
1 328 382,58 |
1 345 209,40 |
1 400 471,27 |
5 483 203,40 |