Экономика предприятия КРС

Содержание

Введение

Как известно, подъем нефти на дневную поверхность осуществляется различными способами – фонтанным, глубиннонасосным, компрессорным.

При фонтанном способе добыче нефти требуются сравнительно минимальные затраты общественного труда, при эксплуатации скважин глубинными насосами или компрессорным способом эти затраты возрастают.

Глубиннонасосный и компрессорный способы эксплуатации требуют установки соответствующего комплекса технических средств, т.е. дополнительных капитальных вложений, увеличения объемов работ, а следовательно, и текущих издержек производства.

Для нефтяной промышленности характерно то, что нефть добывается  из скважин различных категорий: переходящих с прошлого периода, вновь вводимых после бурения, восстановленных в эксплуатацию после капитального ремонта. Эти скважины в целом составляют фонд действующих скважин. Удельный вес добычи нефти по каждой категории скважин в общем объеме добытой нефти различен.

Сохранение в длительной эксплуатации скважин действующего фонда и организация жесткого повседневного контроля за работой  скважин продолжают оставаться одними из важных задач.

Улучшение использования скважин требует постоянного  наблюдения за их состоянием, систематического проведения работ по поддержанию их в работоспособном состоянии, организации технически грамотной эксплуатации.

Ремонт нефтяных скважин является условием их частичного воспроизводства. Рациональная организация ремонта поддерживает скважины в состоянии эксплуатационной готовности, улучшает их использование. Это положительно влияет на объем производства. Производительность труда, рентабельность производства и другие показатели.

Создание материально-технической базы в нашей стране предполагает дальнейшее повышение эффективности развития нефтяной и газовой промышленности. Ни одна отрасль материального производства не может успешно функционировать без использования газа и продуктов нефтепереработки.

Цех капитального ремонта скважин является производственным подразделением ТПП «Лангепаснефтегаз» УПНП и КРС. Цех осуществляет современный и качественный ремонт скважин.

Главной задачей цеха КРС является своевременный и качественный ремонт эксплуатационных и нагнетательных скважин, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению приемистости нагнетательных скважин, испытание новых образцов глубинного оборудованиях в скважинах.

В данной работе приведены анализ и расчеты деятельности бригад капитального ремонта скважин в составе УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз».

1 Краткая геологическая характеристика месторождения

В административном отношении Локосовское месторождение расположено на правом берегу реки Оби в 660км к северу-востоку от областного центра Тюмень и 75км восточнее г. Сургута.

Ближайшими обустроенными месторождениями являются: Чумпасское и Покамасовское месторождения, расположенные восточнее и юго-западнее от Локосовского месторождения.

Локосовское нефтяное месторождение открыто в 1963 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1976году.

Территория месторождения представляет собой слабо пересеченную заболоченную равнину, приуроченную к пойме реки Оби. Абсолютная отметка поверхности рельефа изменяются от +30 до +57м.

В тектоническом отношении Локосовское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на западном склоне крупной структуры I порядка - Нижневартовского свода и приурочено к одноименному локальному поднятию.

В геологическом разрезе месторождения принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента и залегающие на них с резким угловым несогласием осадочные породы платформенного мезозойского – кайнозойского чехла, представленные терригенными осадками юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста.

Нефтесодержащими объектами на месторождении являются пласты АВ2 , БВ5, БВ6, ЮВ1 1; основными объектами разработки являются платы АВ2,БВ5 и БВ6.

Пласт АВ2 приурочен к верхней части  ванденской свиты. Резкая литологическая изменчивость и линзовидный характер залегания коллекторов обусловили сложный характер нефтеносности, в связи, с чем в пределах месторождения выделены три залежи, изолированные друг от друга зонами водонасыщенных коллекторов. Наибольшей по площади и запасам является основная залежь пласта АВ2. ВНК залежи устанавливается на отметках -1720-1730м. Средняя общая толщина пласта-26,5м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 20м, средняя составляет 4,5м. Пористость по ГИС-22,6%, проницаемость-0,354мкм2.

Тип залежи – пластовая сводовая, водоплавающая, размеры в пределах установленного контура нефтеносности составляют 7,5х12,5км, высота около 15м.

Пласт БВ5 выделяется в разрезе нижней подсвиты ваденсчкой свиты. В пределах месторождения нефтенасыщенные коллекторы пласта имеют площадное распространение и представлены единой залежью. Средняя общая толщина пласта-17,9м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,6 до 16,6м, средняя составляет 8,5м. Пористость по ГИС-21%, проницаемость-0,190мкм2. Среднее положение ВНК залежи принято на отметках от-2161м на севере до-2159-2164м в южной части.

Залежь пласта БВ5 является пластовой сводовой, в пределах ВНК ее размеры составляют 12х 16,5км, высота около 40м.

Пласт БВ6 выделяется в разрезе нижней подсвиты ваденской свиты, отделяется от пласта БВ5 глинистой пачкой толщиной от 3 до 14м. По сравнению с пластом БВ5, характеризуется меньшей выдержанностью по площади и в разрезе. Средняя общая толщина пласта-17,2м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,4 до 15м, средняя составляет 5,6м. Пористость по ГИС-20,2%, проницаемость-0,157мкм2. Гипсометрическое положение поверхности ВНК изменяется в интервале-2175-2185м.

Залежь пластовая сводовая, размеры составляют 11,5х16,5км, высота 40м.

2 Виды капитальных ремонтов проводимых цехом (УПНП и КРС)

Наиболее часто проводимыми видами капитальных ремонтов, способствующими выводу скважин из бездействия, являются:

1 Ремонтно-изоляционные работы (РИР)- наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором; исправление некачественного цементного кольца; отключение отдельных пластов; отключение обводненных интервалов пласта.

2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.

3 Крепление слабоцементированных пород в призабойной зоне пласта.

4 Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации скважин и в процессе ремонта (извлечение полетного и прихваченного глубиннонасосного оборудования, извлечение НКТ, очистка ствола и забоя скважины и т.п.).

5 Переход на другие горизонты и приобщение пластов, дополнительная перфорация и торпедирование.

6 Перевод скважин из категории в категорию по назначению.

7 Изучение характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах, оценка технического состояния эксплуатационной колонны.

8 Увеличение и восстановление производительности скважин, выравнивание профиля приемистости и другие ремонты.

3 Организационная структура

3.1 Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз»

Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз» приведена на рисунке 1.

3.2 Функции отдельных служб и подразделений

Цех капитального ремонта скважин является производственным подразделением УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз». Цех осуществляет капитальный ремонт скважин.

Цех КРС возглавляет начальник цеха, который назначается и освобождается от должности начальником УПНП и КРС.

Структура и штаты цеха утверждаются начальником УПНП и КРС исходя из объема и условий работы.

В своей деятельности цех руководствуется приказами начальника УПНП и КРС, правилами производства работ при капитальном ремонте скважин, требованиями промышленной безопасности и правилами внутреннего распорядка.

Для осуществления своей деятельности, цех наделяется основными фондами, обеспечивается материально-техническими средствами, транспортом, двухсторонней связью с объектами основного и вспомогательного производства.

В соответствии с главной задачей, на цех возложены следующие функции:

-  разработка совместно с отделами управления годовых графиков ППР, профилактических осмотров и испытаний закрепленного за цехом оборудования;

-  участие в составлении годовых заявок на оборудование, инструмент и материально-технические средства, необходимые для обеспечения производства;

-  проведение подготовки к ремонту и осуществление капитального ремонта эксплуатационных скважин, числящихся в фонде ТПП, согласно утвержденным месячным план-графикам, а также проведение внеплановых ремонтов по указанию заместителя начальника ЦИТС месторождения по геологии, выполнение работ по интенсификации добычи нефти и увеличению приемистости скважин;

-  проведение работ, связанных с испытанием новых видов глубинного оборудования для проведения ремонтных работ в скважине, освоение скважин после проведения ремонтов;

-  ведение оперативно-технической документации, паспортов оборудования, его наличия, движения и технического состояния, проведение отбраковки и подготовки актов на списание пришедшего в непригодность оборудования, инструмента и приспособлений, находящихся на балансе цеха;

-  участие в расследовании причин аварий и выхода из строя оборудования при капитальном ремонте скважин, принятие мер по их устранению, учет аварий, составление актов, рекламации на оборудование и инструмент с заводским дефектом;

-  выполнение работ по внедрению и испытанию новой техники, механизации трудоемких процессов, рационализации и изобретательству, выдача предварительных заключений по испытанию новых видов оборудования для капитального ремонта скважин;

-  сбор, хранение и сдача металлолома в установленные сроки и в запланированном количестве.

В целях успешного выполнения основных функций, цех осуществляет:

-  систематическое повышение квалификации работников цеха в соответствии с требованиями технического прогресса и требованиями правил промышленной безопасности;