Оскільки сума абсолютних відхилень фактичних і прогнозних значень для рівняння параболи менша, ніж для рівняння прямої, то прогнозування і вирівнювання слід проводити за параболічною залежністю. Для більш повного уявлення тенденцій зміни показника, на рисунку 3.5 зображена динаміка фактичних та розрахункових рівнів інтегрального коефіцієнта.

Розрахуємо прогнозний рівень показника на наступні два роки. Отже: 2005р.: 0,2748 + 0,01813 + 0,01329 = 0,4479

2006р.: 0,2748+ 0,01814+ 0,013216 = 0,5584

Таким чином, середній коефіцієнт екстенсивного використання бурового обладнання, що було задіяно в спорудженні закінчених свердловин, становить 0,698, середній коефіцієнт інтенсивного використання - 0,761 і, відповідно, середній інтегральний коефіцієнт використання бурового обладнання - 0,515. Середня місячна продуктивність бурової установки 161 м/вер.-міс.

Внаслідок невідповідності потреби і наявності бурових установок коефіцієнти ефективності використання бурового обладнання розраховані за роками по всьому парку бурових установок змінюються так: коефіцієнт екстенсивного використання збільшується від 0,373 в 2000р. до 0,523 в 2004р., коефіцієнт інтенсивного використання зменшується від 0,748 в 2000р. до 0,678 в 2003р., коефіцієнт інтегрального використання становить: в 2000р. - 0,279, в 2001р. - 0,285, в 2002р. - 0,304, в 2003р. - 0,252, в 2004р. - 0,386.

Як показав факторний аналіз зміни коефіцієнта інтегрального використання, найбільший вплив на зміну цього показника за 2000-2002р.р. пов'язаний зі збільшенням коефіцієнта екстенсивного використання, що пов'язано в свою чергу із поіпшенням використання календарного часу робіт парку бурових установок особливо в 2004р. В 2004р. по відношенню з 2003р. збільшення коефіцієнта інтегрального використання було спричинено також збільшенням коефіцієнта інтенсивного використання, що пов'язано із значною часткою продуктивного часу в календарному часі. Згідно розділу 3.2 дев'ять

бурових установок повністю відпрацювали свій амортизаційний термін, знос трьох інших становить від 63% до 93%.

При наявних тенденціях прогнозований коефіцієнт інтегрального використання бурового обладнання згідно математичної моделі параболічної залежності у 2005р. становитиме 0,4479, а 2004р. - 0,5584, тобто перевищить значення 2000р. на 20%, що свідчить про позитивну тенденцію збільшення ефективності використання бурового обладнання.

3.6 Аналіз рівня технічного обслуговування та ремонту бурового

обладнання

Деталі та вузли бурової установки працюють у важких умовах і зазнають динамічних та вібраційних навантажень. Гідравлічна частина бурових насосів і вертлюг піддаються інтенсивному абразивному зносу зі сторони бурового розчину. Силовий привід бурової установки зазнає циклічних навантажень, що змінюються від мінімальних до максимальних значень. В цих умовах, крім технічно обгрунтованого обслуговування, необхідний своєчасний та якісний ремонт. Враховуючи той факт, що більша частина бурових установок відпрацювала свій амортизаційний термін, а решта сильно зношені, рівень технічного обслуговування та ремонту значно впливає на ефективність використання бурового обладнання.

Ремонт бурового обладнання в ПВБР проводиться агрегатно-вузловим
методом. .

Протягом розглядуваного періоду на ремонти витрачається значна частина часу бурового обладнання (додаток В, таблиця В.1).

Найбільшу питому вагу в часі ремонтних робіт займає ремонт механічного бурового обладнання, в тому числі бурових насосів та лебідок.

Характеристика ремонтів проведених господарським способом наведена в таблиці 3.15.

Таблиця 3.15 -Ремонти проведені господарським способом в 2000-2004р.р.

Показник | Рік

2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004

Кількість ремонтів | 45 | 64 | 66 | 60 | 71

Середня вартість одного ремонту, грн | 1801 | 3014 | 3630 | 3453 | 4237

Як видно з таблиці кількість ремонтів проведених господарським способом має тенденцію до зростання. Середня вартість одного ремонту збільшується, оскількі підвищується складність проведених ремонтів.

Проте власними силами ПВБР технічно спроможне виконувати лише дрібні ремонти: ремонти трансмісій силового приводу, вертлюгів, бурових насосів.

Характеристика ремонтних робіт проведених підрядним способом наведена в таблиці 3.16.

Таблиця 3.16 - Ремонти проведені підрядним способом в 2000-2004р.р.

Показник | Рік

2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004

Кількість ремонтів | 92 | 78 | 65 | 46 | 38

Середня вартість одного ремонту, грн | 6384 | 5123 | 4286 | 5284 | 5145

Кількість ремонтів проведених підрядним способом за розглядуваний період зменшується. Основна причина - недостатність фінансування.

Внаслідок тієї ж причини неможливо поповнювати склад запасних деталей, тому ефективність використання агрегатно-вузлового методу ремонту зменшується: збільшуються простої обладнання в ремонті.

Таким чином, рівень технічного обслуговування та ремонту бурового обладнання зменшується, що відповідно впливає на ефективність використання бурового обладнання в цілому і спричинює її зниження.

3.7 Кореляційно-регресійний аналіз ефективності використання

бурового обладнання

3 метою виявлення тісноти взаємозв'язку між результуючим показником -коефіцієнтом інтегрального використання бурового обладнання та відібраними в результаті логічного аналізу в якості незалежних змінних використовується метод кореляційно-регресійного аналізу.

В якості незалежних змінних вибрані такі показники:

X1 - проходка на долото, м;

Х2 - питома вага проходки прогресивними способами буріння, доліт од;

ХЗ - питома вага проходки прогресивними типами доліт, од;

Х4 - коефіцієнт оборотності бурових установок, доліт, од;

Х5 - питома вага тривалості аварійних робіт в бурінні, доліт, од;

Х6 - питома вага тривалості кріплення в бурінні, доліт, од.

Вихідні дані досліджуваного показника та вибраних незалежних змінних вводяться для обчислення по програмі DЕКОR. Об'єктом дослідження є 20 свердловин, пробурені на Куличихінському родовищі. Відбір свердловин з одного родовища забезпечує достовірність отриманих результатів внаслідок співставимості вихідних даних.

Результати розрахунку програми представлені в додатку Д.

Таблиця 3.17 - Вихідні дані для аналізу

Номер свердловини | X1 | Х2 | ХЗ | Х4 | Х5 | Х6 | Y

59-Куличиха | 31,2 | 0,412 | 0,255 | 1,361 | 0,043 | 0,129 | 0,685

72- Куличиха | 28,5 | 0,394 | 0,253 | 1,732 | 0,047 | 0,120 | 0,534

67-