Фонды времени и режим работы рабочих

Фонд времени

7.1. Расчет баланса рабочего времени рабочих следует производить с учетом:

  • полезного фонда времени в днях (явочное время);
  • средней продолжительности рабочего дня;
  • эффективного полезного фонда времени в часах.

В табл. 32 приводится расчет баланса годового времени одного работающего при пятидневной рабочей неделе.

Таблица 32

Показатели Количество
1. Календарное время, дни 365
из него исключаются:  
выходные и праздничные дни, дни 110
2. Номинальный фонд времени, дни 255
3. Невыходы на работу, дни 28
4. Явочное время 227
5. Средняя продолжительность рабочего дня (41-часовая пятидневная неделя), ч 8,2
6. Внутрисменные потери рабочего времени, ч 0,35
7. Фактическое время работы в смену, ч 7,85
8. Среднее число часов работы одного рабочего в год 1782

Примечания:

1. Дополнительный отпуск для работников Крайнего Севера - 18 рабочих дней;

для работников в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера - 12 рабочих дней.

2. Право на дополнительный отпуск на производстве с вредными условиями труда имеют работники по «Спискам производств, цехов, профессий».

Режим работы

7.2. Режим работы системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды должен быть непрерывным, круглосуточным в течение 365 суток.

Нормативная численность основных и вспомогательных рабочих и ИТР

7.3. Численность ППП должна рассчитываться по методическим указаниям и действующим нормативам НИИтруда и Миннефтепрома.

7.4. Численность и штатная расстановка персонала осуществляется по «Типовой структуре» с учетом «Положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду» Миннефтепрома.

7.5. При определении численности следует руководствоваться «Перечнем действующих сборников нормативных материалов по труду» обязательных и рекомендуемых для применения на предприятиях и организациях Миннефтепрома.

7.6. Численный состав каждой бригады по добыче нефти и газа зависит от установленной бригаде зоны обслуживания и количества рабочих мест и определяется по действующим нормативам численности.

Количество скважин, передаваемых бригаде на обслуживание, должно определяться в соответствии с «Положением о бригаде …».

7.7. Нормативную численность обслуживающего персонала следует определять на базе следующих основных документов Миннефтепрома:

а) Типового положения о цехе по добыче нефти и газа нефтегазодобывающего управления.

б) Типового положения о бригаде по добыче нефти и газа при комплексной организации работ по единому наряду.

в) Типовой структуры и нормативов численности инженерно-технических работников и служащих нефтегазодобывающих управлений.

г) Типовых нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования нефтегазодобывающих управлений.

д) Нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования производственных объектов и передвижных технологических агрегатов, используемых в бурении скважин и добыче нефти и газа.

е) Типовой структуры и нормативов численности инженерно-технических работников и служащих газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности.

ж) Нормативов численности рабочих и норм обслуживания оборудования газоперерабатывающих заводов нефтяной промышленности.

з) Унифицированных нормативов численности рабочих управлений по внутрипромысловому сбору, компримированию и использованию газа.

и) «Положения о вахтовом методе организации работ на предприятиях и в организациях Министерства нефтяной промышленности».

7.8. Численность обслуживающего промышленно-производственного персонала (ППП) для нефтегазодобывающих предприятий (нефтепромыслов) следует определять с учетом оснащения их современной техникой, диспетчеризации, использования в управлении производствами средств телемеханики, автоматизации и вычислительной техники.
Замыкающие затраты и трудоемкость продукции.

7.9. Экономическая оценка проектных решений по обустройству нефтяного месторождения должна производиться по показателю (величине) замыкающих затрат, установленных Миннефтепромом на XII пятилетку по согласованию с Госкомценом СССР в размере 60 рублей на 1 тонну.

При этом должны сравниваться приведенные затраты на 1 тонну нефти (мощности) проекта с величиной замыкающих затрат.

7.10. Для каждого конкретного месторождения нефти следует определять себестоимость добычи нефти и нефтяного газа. Калькуляцию себестоимости добычи нефти и нефтяного газа (табл. 34) следует считать за рассматриваемый период разработки месторождения и определять среднюю за период себестоимость добычи 1 т нефти и добычи 1000 м3 нефтяного газа.

Расчет статей 1 - 8 калькуляции, являющихся основными в себестоимости добычи нефти и газа, выполняется прямым счетом.

7.11. В качестве руководящих и исходных материалов при расчете калькуляции должны использоваться:

  • «Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа» Миннефтепрома;
  • «Нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР»;
  • «Нормы амортизационных отчислений по основным фондам нефтяной промышленности, не приведенные в «Сборнике норм амортизационных отчислений»;
  • «О ставках возмещения затрат на геологоразведочные работы» Миннефтепрома;
  • отчетные материалы производственной деятельности нефтегазодобывающего управления за последний отчетный год, в состав которого входит рассматриваемое месторождение;
  • материалы технологической схемы (проекта) разработки месторождения;
  • материалы всех частей проекта обустройства месторождения.

7.12. Трудоемкость в добыче нефти к 1990 году должна быть не ниже 1,2 чел./скв. с ежегодным снижением ее на 0,03 - 0,04 чел./скв. по отдельным нефтедобывающим объединениям.

Таблица 34

Статьи затрат Всего затрат, тыс. руб. В том числе по видам продукции
нефть нефтяной газ
всего затрат, тыс. руб. на 1 т., руб. всего затрат, тыс. руб. на 1 т., руб.
1. Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти          
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт          
3. Основная заработная плата производственных рабочих          
4. Дополнительная заработная плата производственных рабочих          
5. Отчисления на социальное страхование          
6. Амортизация скважин          
7. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа          
8. Расходы по технологической подготовке нефти          
9. Расходы на подготовку и освоение производства          
10. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе расходы по подземному, текущему ремонту скважин          
11. Общепроизводственные расходы          
12. Прочие производственные расходы, в том числе:          
отчисления на геологоразведочные работы          
Производственная себестоимость:          
а) валовой продукции;          
б) товарной продукции          
13. Внепроизводственные расходы          
полная себестоимость товарной продукции          
действующая в отчетном году оптовая цена          
Справочно:          
Валовая добыча нефти, тыс. т          
Валовая добыча газа, тыс. т          
То же, млн. м3          
Товарная добыча нефти, тыс. т          
Товарная добыча газа, тыс. т          
То же, млн. м3          

<< назад / к содержанию / вперед >>