Преддипломная практика на предприятии Татнефть-ЛРС

Введение

Базой прохождения моей производственной практики является ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис», далее «ТН-ЛРС»,- предприятие, имеющее историю неоднократных переименований: от «Конторы капитального ремонта скважин объединения «Татнефть» до ныне существующего названия. В отчете будет отражена и проанализирована предоставленная предприятием информация за 2009год, а также экономические показатели за 2006,2007,2008 годы. Предприятие официально существует с 01 августа 1970 года. Имеет собственные счета в банках: «Девон-кредит», «Зенит». В своей работе ООО «ТН-ЛРС» решает такую важную задачу, как поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых скважин. Во время ремонта скважин устраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируются заколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищается призабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты, ликвидируются аварии внутрискважинного оборудования.

Общий численный состав работающих включает наёмных работников всех категорий и временных работников. На данный момент на предприятии трудится 938 человек, производительность труда которых равна 729,2 тыс.руб/чел. Количество бригад равно 28.

Объем выполненных работ за 2006 год в стоимостном выражении составляет 941386 тыс.руб.

Фонд заработной платы работников составляет 310178,7 тыс.руб. Средняя заработная плата 1 работающего равна 19969 руб., рабочего – 16770 руб.

Во время прохождения производственной практики я смогла получить полную картину работы предприятия, за счет того, что смогла проследить за работой разных подразделений, и поучаствовала во многих работах, как, например: следила за начислением заработной платы и совершала собственные расчеты; принимала участие в анализе деятельности предприятия; углублялась в суть ведения некоторых ремонтных работ и др.

Рабочие места, где мне приходилось находиться: отдел производственной безопасности и охраны труда; отдел кадров; отдел труда и заработной платы; экономический отдел; отдел бухгалтерского учета; плановый отдел; технологический отдел.

Программа моих заданий, в том числе индивидуальных, включала в себя следующие пункты:

- изучить производственный процесс, как результат – предлагаемые услуги;

- изучить технологический процесс выполнения работ;

- определить структуру органов управления;

- изучить информационные потоки;

- провести анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия;

- выявить актуальные для предприятия проблемы.

Я считаю, что в приведенном мной отчете все поставленные передо мною задачи рассмотрены и описаны в полном объеме.

Глава 1

 

1. Услуги предприятия

Название предприятия говорит само за себя. Основная задача ООО «ТН-ЛРС» заключена в поддержании скважин в рабочем состоянии, а также повысить их производительность. Капитальный ремонт скважин является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения. Это действительно большая работа, направленная не только на получение собственной прибыли, но и на поддержание экономической обстановки в регионе. Ведь Татарстан – нефтяной край, то есть вся наша экономика держится буквально на нефти. И от качественной и эффективной работы нефтяников зависит многое. Если скважина будет простаивать, будет потеряно не только время, но и деньги.

Из этого можно сделать вывод, что выполняемая ООО «ТН-ЛРС» работа очень конкурентоспособна. В нашем городе предприятие является монополистом.

2. Технологические процессы, применяемые при предоставлении услуг

При ремонте скважин применяются разные виды технологических процессов, так как ремонт может быть квалифицирован по разным видам, и, следовательно, совершаться он может по соответствующим каждому из видов схемам. Но основной принцип ремонта состоит в следующем:

-производится глушение скважины;

-ведется работа по поиску причин дефекта;

-выбирается подходящий способ быстрого и эффективного налаживания скважины;

-выполняется соответствующий ремонт;

-скважина запускается вновь.

3. Производственный процесс.

ООО «ТН-ЛРС» на сегодняшний день является обществом с ограниченной ответственностью, главной задачей является наиболее полное удовлетворение потребности обслуживаемых НГДУ в КРС и работах по повышению нефтеотдачи пластов на основе использования достижений науки, техники и технологии передового опыта работы.

Предприятие, руководствуясь договорными объёмами работ, самостоятельно формирует производственную программу, принимает решение по более полному использованию мощностей, достижению высоких конечных результатов и получению хозрасчетного дохода, который является источником производственного и социального развития трудового коллектива. Предусматривает развитие производственных мощностей, необходимых для выполнения потребностей НГДУ в КРС и ПНП за счёт централизованных, собственных и заёмных средств. Определяет потребность в МТС и обеспечивает выполнение производственной программы материальными ресурсами, полученным по выделенным лимитам и фондам, а так же приобретенным в порядке основной торговли и по прямым связям с предприятиями-поставщиками. Имеет печать со своим наименованием и изображением герба РФ.

Основное производство объединяет четыре цеха по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, осуществляющие все технологические процессы по обслуживанию месторождений. Предметом деятельности цехов ПНП и КРС является обеспечение высоких темпов работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схем по ПНП и КРС, совершенствование системы планирования и экономического стимулирования для достижения наибольшей экономической эффективности при наименьших затратах.

В состав вспомогательного производства входят подразделе­ния, обеспечивающие предприятие всеми видами энергии и выпол­няющие всевозможные услуги (ремонт, транспорт, складирование материальных ценностей): прокатно-ремонтный цех оборудования и инструмента; участок по гидроразрыву пластов; служба материально-технического снабжения; служба главного энергетика.

Производственный процесс полностью механизирован и автоматизирован. Оперативный доступ к информации о состоянии технологических процессов на скважине позволяет значительно сократить непроизводительные затраты на ремонт, дает возможность изыскания резервов для повышения производительности труда и снижения потерь рабочего времени, что в конечном счете ведет к снижению затрат при капитальном ремонте скважин в целом. Процесс автоматизации сбора и передачи данных о технологических процессах при ремонте скважины предоставлен следующим составом комплекса:

-персональный компьютер (Персональный компьютер с установленной платой видеовхода R04–light для подключения камер видеонаблюдения, в состав которого входят системный блок, монитор, клавиатура, мышь, две звуковые колонки, принтер.);

-система видеорегистрации VideoNet;

-монтажный шкаф (предназначен для защиты ПК от пыли, защищает оборудование от несанкционированного доступа, обеспечивает сохранность оборудования при переездах бригад КРС. В шкафу все оборудование крепится на полках, что позволяет осуществлять переезд бригады с одной скважины на другую не демонтируя дорогостоящее оборудование.);

-динамометр электронный ДЭЛ-140 (позволяет получать оперативную информацию о нагрузке на крюке талевой системы; на буровой инструмент; о давлении в линии гидравлического ключа при свинчивании - развинчивании труб; давлении в нагнетательной линии.);

-стационарный сотовый телефон ТСС (Для связи с бригадой используется сотовый шлюз Ateus EasyGate 2N подключенный к сети МТС. С помощью данного шлюза реализована возможность передачи в электронном виде информации между бригадами бурения и управлением по электронной почте.).

4.Схема производственной структуры.

		Бурение СМД

Рис. 1 Схема производственной структуры

Где ПНП – повышение нефтеотдачи пластов;

КРС – капитальный ремонт скважин;

ГРП – участок по гидроразрыву пластов;

ГПП – прокатно-ремонтный участок;

Бурение СМД – участок по бурению скважин.

Глава 2

 

1. Место подразделения в организационной структуре

Подразделение, в котором я проходила практику, это отдел организации труда и заработной платы. Отдел занимается осуществлением работы по совершенствованию организации оплаты труда; рассчитывает фонды заработной платы; обеспечивает правильное соотношение по категориям персонала и квалификационным категориям; разрабатывает положения о премировании рабочих и служащих, условия материального стимулирования работников; определяет на основе действующих положений размеры премий; разрабатывает положения и должностные инструкции об отделах; осуществляет контроль за соблюдением режимов труда и отдыха, трудового законодательства; выполняет работы по формированию, ведению и хранению базы данных по труду и заработной плате, численности работников.

2. Технологический процесс одного из видов ремонтов

Для описания технологического процесса я выбрала процесс опрессовки эксплуатационных колонн пакером на кабеле (канате).

1. Общие положения

1.1 Установить на устье скважины подъемный агрегат.

1.2 Поднять подземное оборудование.

1.3 Установить на место геофизический подъемник.

1.4 Размотать с барабана кабель (канат) и поднести к устью кабельную головку. Закрепить на колонном фланце устьевой герметизатор для кабеля (каната) и оттяжной ролик. Подвесить на крюкоблок подъемный ролик, предварительно пропустив через оба ролика кабельную головку с кабелем (канатом).

1.5 При непрохождении шаблона до запланированного интервала или наличии твердых АСПО с примесями песка, солей, окалины и др. на шаблоне после его подъема произвести очистку стенок колонны от АСПО и др. отложений существующими методами (СПО скребка или скрепера, промывку скважины растворителями или технологической жидкостью с добавлением МЛ-81Б или др. ПАВ).

1.6 На скважину доставить расчетное количество технологической жидкости, объем которой зависит индивидуально от приемистости и возможных нарушений колонны для каждой скважины, глубины спуска пакера, статического уровня и т.д.

1.7 На расстоянии не менее 10 м от устья скважины установить и обвязать насосный агрегат с автоцистерной.

1.8 Опрессовку эксплуатационной колонны целесообразно начать с глубины на 10м выше интервала перфорации, в случае негерметичности - опрессовку производить поинтервально, снизу-вверх с интервалом 300-350 м, интервал негерметичности при этом определить с точностью до 5 метров, а также - приемистость нарушения или темп падения давления.

1.9 Применяемое оборудование и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса.

1.9.1 Серийно выпускаемое оборудование:

- геофизический подъемник;

- пакер на кабеле (канате);

- устьевой герметизатор кабеля (каната);

- четыре НКТ диаметром 60 мм или три НКТ диаметром 73 мм или две НКТ диаметром 89 мм (для пакера ПК-146 (168)) или др. грузы, равноценные по весу.

1.9.2 Материалы:

- технологическая жидкость (без добавления ПАВ).

1.10 Соединить пакер с кабельной головкой.

1.11 Пакер на кабеле (канате) спустить в скважину до интервала опрессовки, указанного в плане работ, со скоростью не более 1 м/с.

1.12 Пакер ПК-146 (168):

- произвести посадку пакера. Загерметизировать устье скважины с помощью устьевого герметизатора.

1.13 Пакер Камильянова:

Загерметизировать устье. Произвести посадку пакера.

1.14 Поднять давление до величины, указанной в плане работ.

1.15 Установить степень герметичности эксплуатационной колонны, после чего снизить давление в эксплуатационной колонне через затрубную задвижку.

1.16 Произвести распакеровку пакера.

1.17 Выдержать в течение 15 мин для выравнивания давлений в надпакерном и подпакерном пространствах.

1.18 Пакер извлечь из скважины или перевести в следующий интервал скважины со скоростью не более 1 м/с, после чего повторить работы, описанные по 1.12-1.17.

2. Опрессовка эксплуатационной колонны.

2.1 Перед завозом на скважину в условиях механических мастерских произвести ревизиию пакера бригадой, занимающейся обслуживанием оборудования. Проверить целостность резиновых уплотнительных манжет. Манжеты, имеющие дефекты, заменить целыми.

Проверить плашки якоря, они не должны иметь трещин, сколов и повышенного износа насечек.

Проверить надежность крепления резьбовых соединений пакера. Кроме того, фигурные пазы на корпусе пакера очистить от грязи и парафина.

2.2 Перед спуском пакера в скважину оператор по исследованию скважин должен проверить работоспособность и взаимодействие подвижных соединений (для пакера ПК-146 (168) проверить подвижность якорного узла и направляющего штифта).

2.3 На устье скважины установить и закрепить устьевой герметизатор.

2.4 Элеватором ЭХЛ поднять пакер и опустить в скважину.

2.5 Подогнать и установить геофизический подъемник.

2.6 Размотать кабель (канат) и поднести кабельную головку к устью скважины.

2.7 Поднести и установить оттяжной и подвесной кабельные ролики.

2.8 Пропустить через оба ролика кабельную головку и поднять крюкоблок на высоту от 15 до 16 м.

2.9 Завернуть в муфту НКТ кабельную головку, приподнять лебедкой компоновку, снять элеватор и спустить пакер на кабеле (канате) до интервала, указанного в плане работ.

2.10 Спуск и подъем пакера производить плавно со скоростью не более 1 м/с.

2.11 На расстоянии не менее 10 м от устья скважины установить и обвязать насосный агрегат с автоцистерной.

2.12 Во время спуска (подъема) пакера на кабеле (канате) в скважину (из скважины) следить за натяжением и ослаблением кабеля (каната).

2.13 При дохождении пакера до запланированного интервала опрессовки, указанного в плане работ, скорость спуска снизить до 0,1 м/с.

2.14 Посадить пакер ПК-146 (168), путем подъема его вверх на 1 м и последующим спуском, после чего загерметизировать устье скважины с помощью устьевого герметизатора, завернув регулировочную гайку.

2.15 Загерметизировать устье с помощью устьевого герметизатора, запакеровать пакер Камильянова подачей электрического тока на электропривод.

2.16 Поднять давление в скважине при помощи насосного агрегата до величины, указанной в плане работ.

2.17 Установить степень герметичности эксплуатационной колонны, снизить давление в эксплуатационной колонне, после чего разгерметизировать устье, отвернув регулировочную гайку устьевого герметизатора.

2.18 Распакеровать пакер подачей электрического тока на электропривод пакера Камильянова или подъемом на 1 м пакера на кабеле (канате) ПК-146 (168).

2.19 Выдержать в течение 15 мин для выравнивания давлений в эксплуатационной колонне.

2.20 Поднять пакер на устье или перевести в следующий интервал опрессовки со скоростью не более 1 м/с, после чего повторить работы, описанные по 2.13-2.18.

2.21 Посадить пакер ПК-146 (168) на элеватор, предварительно отвернув НКТ, отвернуть кабельную головку и, опустив крюкоблок подъемного агрегата, снять кабель (канат) с роликов и смотать на лебедку.

2.22 Снять ролики с крюкоблока и колонного фланца и убрать в геофизический подъемник.

2.23 Поднять пакер из скважины и уложить на мостки.

2.24 Поднять НКТ из скважины и уложить на мостки.

Глава 3

1.  Организационная структура предприятия

На следующей странице на рисунке 2 представлена организационная структура предприятия.

ЦНПП и КРС # 1-3