Анализ технологического процесса разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения

- внедрения математических методов контроля и управления технологическими процессами и объектами нефтедобычи;

- измерения новых параметров (в том числе, дебита эксплуатационных скважин раздельно по нефти, воде и газу);

- снижения трудоёмкости управления технологическими процессами нефтедобычи;

- замены физически и морально устаревших средств автоматизации;

- повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе.

Управление любым технологическим процессом или объектом в форме ручного или автоматического воздействия возможно лишь при наличии измерительной информации об отдельных параметрах, характеризующих процесс или состояние объекта. Параметры эти весьма своеобразны. К ним относятся электрические (сила тока, напряжение, сопротивление, мощность и другие), механические (сила, момент силы, скорость) и технологические (температура, давление, расход, уровень и другие) параметры, а также параметры, характеризующие свойства и состав веществ (плотность, вязкость, электрическая проводимость, оптические характеристики, количество вещества и т.д.). Измерения параметров осуществляется с помощью самых разнообразных технических средств, обладающих нормированными метрологическими свойствами. Технологические измерения и измерительные приборы используются при управлении (ручном или автоматическом) многими технологическими процессами в различных отраслях народного хозяйства.

Средства измерений играют важную роль при построении современных автоматических систем регулирования отдельных технологических параметров и процессов и особо автоматизированных систем управления технологическими процессами.

2.7 Мероприятия, направленные на повышение эффективности и надежности работы установок штанговых насосов

К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина.

При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д.

Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса.

В целях сохранения земельных и лесных угодий, а также из-за заболоченного и высокого уровня вод в период паводка и ряда других причин, затрудняющих эксплуатацию скважин, часто добывающие скважины располагают кустовым способом. В ОАО «Сургутнефтегаз» фонд наклонно направленных и горизонтальных скважин составляет около 90 %.

При этом обеспечиваются не только благоприятные условия обслуживания скважин, но и существенно снижаются затраты на разбуривание и сооружение промысловых коммуникаций.

По мере роста технологии производства перечень и технические характеристики оборудования могут меняться.

Газопесочный якорь предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос, он применяется в скважинах с большим газовым фактором. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75 %.

Фильтр заглушка устанавливается на приеме штангового насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов.

Лифтовой клапан - отсекатель применяется со вставным насосом и предназначен для производства подземного ремонта по смене насоса без глушения скважины.

Автосцеп предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, и для соединения колонны штанг со вставными в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

Центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах наиболее подверженных истиранию.

Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН в наклонно - направленных скважинах.

Длина колонны штанг со скребками - центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками - центраторами по длине штанг должно быть меньше длины хода полированного штока.

Магнитный активатор предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса между газопесочным якорем и приемным клапаном.

Обязательной комплектацией для всех насосов является применение якорей.

Выбор конструкции якоря определяется содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ. Спуск насосов типа НВ при реви-зии НКТ производится только с применением автосцепа.

Для снижения обрывности и отворотов необходимо:

- шире использовать скребки - центраторы;

- начать внедрение штанговращателей;

- производить плановую замену старых штанг;

- продолжить планомерную замену полированных штоков на стандартные полированные штоки диаметром 32 мм.

- продолжить работу по уменьшению числа ходов плунжера компенсируя снижение объема добываемой жидкости увеличением типоразмера насоса.

Необходимо продолжить работу по оптимизации режимов эксплуатации скважин.

Продолжить разборы причин отказов насоса часто ремонтируемого фонда скважин.

Отрицательные показатели по неэффективным ремонтам должны разбираться более тщательно, а к виновным применяться строгие меры воздействия.

Цехам добычи более ответственно подходить к составлению план - заказа на ПРС, с подбором необходимого дополнительного оборудования, согласно разработанной методики, после ремонта следить за работой скважины, после остановки выяснять причину отказа, с вызовом технологической службы, и составлением акта о причине остановки.

Цехам добычи обязательно применение разработанных методик: «Устранения резонансных нагрузок», «Стабилизация колонны НКТ, применением дополнительного хвостовика», «Применение утяжеленного низа колонны штанг».

Для снижения количества неэффективных ремонтов по причине «засорения насоса АСПО», необходимо продолжать работу с парафинящимся фондом скважин (пересмотр и корректировка МОП).

Аналитической службе ЦИТС продолжать исследования и анализ по депарафинизации скважин, определить долгосрочность эффекта после проведения скреперования.

Необходимо закупить прибор контроля диаметров каналов цилиндров ШГН, взамен устаревшего прибора.

3. Охрана труда и противопожарные мероприятия

3.1 Охрана труда при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Устье скважины оборудуется устьевой арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока, площадкой обслуживания.

Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.

До начала работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: «Не включать, работают люди!».

. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков качалок (СК) вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: «Внимание! Пуск автоматический!».

При крайнем нижнем положении головки балансира СК расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

. Оператор должен проверять наличие заземления рамы станка-качалки (СК) с кондуктором. Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой СК не менее чем двумя заземляющими стальными проводникам, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму СК с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра. При неисправности или отсутствия заземления СК должен быть остановлен и об этом сообщено мастеру.

Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

Пуск установки погружного центробежного электронасоса производит электротехнический персонал.

На скважинах, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов, необходимо заземлять следующее оборудование:

a) корпуса и кожуха трансформаторов и электродвигателей, пускателей;

b) броню кабелей;

c) оградительные устройства, закрывающие токоведущие элементы оборудования;

d) пусковые кнопки «пуск» и «стоп»;

e) металлические корпуса арматуры светильников.

Если наземное электрооборудование погружных центробежных электронасосов установлено в помещении, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверцах ее обеспечивался свободный выход наружу. Дверь помещения должна открываться наружу.

Дверцы станции управления должны быть закрыты на замок, ключ от которого должен находиться у ответственного лица электротехнического персонала, обслуживающего установку.

При длительных перерывах в эксплуатации скважин напряжение должно быть полностью снято со всей установки погружного центробежного электронасоса.

При запуске неработающего электропогружного насоса (ЭПН) оператор имеет право производить пуск его только кнопкой. Если ЭПН не запускается со второй попытки, то оператор должен прекратить дальнейшие попытки и сообщить об этом диспетчеру.

3.2 Противопожарные мероприятия

Особенности нефтяной промышленности обусловлены, прежде всего, физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их пожароопасностью и взрывчатостью при определенных условиях.

При оценке пожарной опасности нефти и нефтепродуктов или газа необходимо учитывать, что некоторые тяжелые газы в 1.1-1.3 раза, а пары легких фракций нефти в 2.5-3.5 раза тяжелее воздуха и обладают большей, чем жидкости, текучестью и диффузионной способностью, благодаря которым они стелятся по земле, затекая в низменные места далеко от источника своего появления. Пары и газы при своем движении могут встретиться с источником воспламенения, что приведет к взрыву и возможно пожарам одновременно в нескольких местах.

Нефть и ее продукты, благодаря сравнительно небольшому удельному весу, всплывают на поверхность более тяжелых жидкостей. При толщине пленки в 0,2 см и более нефть и нефтепродукты способны гореть, а в отдельных случаях и создавать взрывоопасные концентрации над зеркалом жидкости.

Взрывоопасность сырой нефти обусловлена тем, что пары ее легких фракций в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Интервалы взрываемости паров различных сортов нефти с воздухом находятся в пределах от 1.9 до 7%, нефтяных газов от 4.8 до 15%.

Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурой вспышки, которая для различных сортов нефти колеблется в пределах от -35 до +34С.

Персональная ответственность за обеспечение пожарной безопасности управления в соответствии с действующим законодательством возлагается на начальника управления.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов несут руководители этих объектов или лица исполняющие их обязанности, назначенные приказом по управлению. На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

Работники управления допускаются к работе только после прохождения противопожарного инструктажа. Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся ежегодно в соответствии с приказом по управлению.

Все работники управления обязаны строго соблюдать требования правил пожарной безопасности и знать физико-химические свойства нефти.

Лица, виновные в нарушении Правил пожарной безопасности, несут уголовную, административную, дисциплинарную или иную ответственность в соответствии с действующим законодательством.

Территория производственных объектов управления должна постоянно содержаться в чистоте и порядке. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.п. следует собирать на специально выделенных площадках в контейнеры или ящики, а затем вывозить.

Запрещаются на территории объектов управления разведение костров, выжигание травы, нефти.

В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

Вокруг взрывопожароопасных объектов и сооружений периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м. Запрещается складирование сгораемых материалов в указанной зоне.

Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями не разрешается использовать под складирование материалов, оборудования, для стоянки автомобилей и др.

Дороги, проезды, подъезды и проходы к зданиям, сооружениям, открытым складам, наружным пожарным лестницам, пожарному инвентарю и водоисточникам, используемым для целей пожаротушения, должны быть всегда свободными для проезда пожарной техники, содержаться в исправном состоянии, а зимой очищаться от снега и льда.

Территория объектов управления должна иметь наружное освещение, достаточное для нахождения в темное время противопожарных источников, наружных пожарных лестниц, мест расположения пожарного инвентаря, входов в здания и сооружения.

Въезд на территорию взрывопожароопасных объектов (цех подготовки и перекачки нефти, дожимные насосные станции) допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и др. агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

Курение на территории объектов управления допускается в специально отведенных местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Охрана недр при эксплуатации скважин

Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.

На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременномувыявлениюскважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностьюэксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,

Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей: применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозиейнефтепромыслового оборудования:

- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

4.2 Охрана окружающей среды

Наиболее тяжелыми и опасными по последствиям являются загрязнения подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относится нефть. Загрязнение окружающей среды возможно при добыче и промысловой обработке газа. Вредные жидкие отходы в данном случае представлены дренажными водами, содержащими значительное количество метанола, поступающего от установки регенерации. Загрязнителями атмосферы на объектах дальнего транспорта являются природные газы от газоперекачивающих агрегатов, их спутники и т.д. Мощным источником опасных загрязнителей воздушного бассейна нефтяной и газовой промышленности продолжают оставаться продукты сгорания нефти, конденсата, природного нефтяного газа в факелах.

Источниками загрязнения атмосферного воздуха в процессе эксплуатации действующих и проектируемых нефтепромысловых объектов являются:

- организованные источники - вытяжная вентиляция замерных установок;

- неорганизованные источники - утечки через не плотности оборудования и фланцевые соединения на устьях скважин и технологических сооружениях ДНС.

Основными загрязняющими веществами являются: сероводород, окислы азота, сажа, группа суммации «сернистый ангидрид + сероводород».

К возможным источникам загрязнения вод относятся аварийные порывы нефтегазосборных коллекторов, для предотвращения аварийных сбросов предусматривается следующее:

Контроль сварных стыков, испытание трубопроводов и сооружений на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормативными документами.

Для защиты от коррозии высоконапорных водоводов системы заводнения предусматривается ввод ингибитора коррозии «Нефтехим». Кроме того, с этой целью все трубопроводы, коллекторы и водоводы покрываются наружной изоляцией.

С целью исключения разлива нефтепродуктов на устьях нефтяных скважин предусматривается установка клапанов-отсекателей, срабатывающих при понижении давления в выкидных трубопроводах, обваловка нефтяных скважин;

Для предотвращения разлива нефтепродуктов, находящихся в аварийных емкостях, предусмотрено ограждение площадки бетонной стенкой высотой 0,5 м. Сброс дождевых сточных вод с бетонных площадок, ограждённых бордюрным камнем, предусмотрен в канализационные ёмкости объёмом 5 м3 каждая.

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении.

При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами.

Запрещается выпускать в атмосферу газосодержащие вредные вещества без сжигания или нейтрализации.

По окончании ремонта скважины необходимо:

- вывести оставшиеся растворы для повторного их использования или регенерации;

- очистить загрязненные нефтью участки вокруг скважины;

- бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважины, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки.

В процессе ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебания уровня закачиваемой жидкости) всякая работа на скважине должна быть прекращена.

Также при капитальном ремонте скважин проводят следующие мероприятия охраны окружающей среды:

1. использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию;

2. обваловка площадки вокруг скважин;

3. применение ПВО;

4. рекультивация территории, примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба.

5. Организационно-экономический раздел

5.1 Организационная структура ЦДНГ

Под управлением НГДУ следует понимать организацию руководства коллективом трудящихся с помощью соответствующих органов. Сущность и главная цель управления заключается в организации, координировании и регулировании деятельности людей в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов.

В организационной структуре НГДУ можно выделить три самостоятельных звена: основное, вспомогательное производство и группа самостоятельных предприятий, подчиненных непосредственно НГДУ.

В состав основного производства НГДУ входят центрально инженерно-технологическая служба (ЦИТС), цех добычи нефти и газа (ЦДНГ), в данном случае их три, цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

В состав вспомогательного производства входит база производственного обслуживания (БПО) с входящими в нее подразделениями и цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).

ЦИТС НГДУ выполняет функцию оперативного управления добычей нефти и газа, она обеспечивает выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии.

ЦДНГ является основным подразделением НГДУ. Главной его задачей является управление процессом добычи нефти и газа. Цех по добычи нефти состоит из аппарата управления и бригад по добыче нефти и попутного газа, возглавляемых мастерами. Эти бригады обеспечивают работу нефтяных скважин, других производственных объектов в строгом соответствии с установленным технологическим режимом и правилами технической эксплуатации. Количество бригад устанавливается руководством в зависимости от объема работ.

Обслуживание ПАТ:

- сбор информации по добыче нефти и газа;

- телемеханике;

- работе добывающих скважин;

- работе бригад ПРС;

- работе техники.

В состав НГДУ входят подразделения основного и вспомогательного производства:

Основными производственными звеньями НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), главная задача которых - обеспечение выполнения утвержденных планов по добыче нефти и газа, и по поддержанию пластового давления и ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти. ЦИТС - центральная инженерно-техническая служба, которая контролирует выполнение планов ЦДНГ.

К вспомогательному производству относятся:

БПО - база производственного обслуживания осуществляет прокат механического и энергетического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает непрерывную работу всех объектов основного производства.

ЦПКРС - цех капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющих своевременный и качественный ремонт.

ЦАП - цех автоматизации производства, обеспечивает непрерывную работу и контроль как основного, так и вспомогательного производства.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и проектных работ, осуществляет исследования о восстановлении режима работы скважины, после проведения на ней ремонтных работ, также осуществляет мероприятия по интенсификации добычи нефти, достижения более полного её извлечения.

ЦПВСиВ - цех пароводоснабжения и водоотведения, осуществляет подготовку горячей воды и пара, для хозяйственных и производственных нужд.

УПП - участок подготовки пиломатериалов.

УЭСХ - управление электросетевого хозяйства, обеспечивает бесперебойное электроснабжение объектов нефтедобычи.

5.2 Организация оплаты труда в цехе

Условия являются правовой формой регулирования трудовых отношений по вопросам оплаты труда между работниками и администрацией предприятия.

Все решения, принимаемые государственными органами по увеличению размеров оплаты труда вводятся в НГДУ решениями ОАО «Сургутнефтегаз».

Гарантированным размером месячной оплаты труда является минимальный размер оплаты труда за месяц, устанавливаемый коллективным договором ОАО «Сургутнефтегаз», который не может быть ниже установленного размера по Российской Федерации. Минимальный размер не включает все виды доплат, надбавок, поощрительных выплат, пособий.

Бригады образуются а соответствии с приказом по НГДУ. В бригаду объединяют рабочих для совместного и согласованного выполнения общего производственного задания. В зависимости от условий производства и организации труда бригады могут быть комплексными или специализированными. Специализированные бригады объединяют рабочих одной профессии, занятых на однородных технологических процессах.

Комплексные бригады организуют из рабочих различных профессий для выполнения комплекса технологически разнородных, но взаимосвязанных работ, охватывающих полный цикл производства для взаимозаменяемости и расширения совмещения профессии рабочие комплексных бригад должны уметь выполнять работы по одной или нескольким смежным профессиям.

Бригады, созданные в цехах КРС; оплачиваются по отдельным условиям . В остальных цехах оплата работающих в бригадах производится по действующим тарифным ставкам (окладам) и показателям премирования.

Бригаде рассчитывается коллективный премиальный фонд за месяц:

Прф =У (тариф ставки каждого * плановый баланс) * % премия члена бригады рабочее время за месяц

Прф- плановый премиальный фонд (руб.)

Э = пф - [ставки каждого * отработанное время) * % премия члена бригады по табелю

Э - экономия премиального фонда.

От сэкономленной суммы бригада может распределить 50%.

Для бригад, работающих по договору с администрацией НГДУ, доводится Нормативный состав бригады и создается коллективный фонд оплаты (тарифный и премиальный), который распределяется в следующем порядке:

Каждому члену бригады рассчитывается месячный тариф (оклад) за отработанное время.

Оставшаяся сумма от коллективного тарифного фонда, за счет отсутствующих работников бригады, распределяется между членами бригады по мере вклада в общий коллективный заработок.

Для создания необходимых условий систематического повышения эффективности труда, усиления стимулирующей роли заработной платы применяются компенсирующие и стимулирующие доплаты и надбавки.

Доплаты и надбавки устанавливаются согласно перечню доплат и надбавок к тарифным ставкам и должностным окладам работников структурных подразделений ОАО коллективного договора, которые делятся на четыре группы:

- первая группа - доплаты и надбавки, носящие стимулирующий характер;

- вторая группа -- доплаты и надбавки, связанные с особым характером выполняемой работы;

- третья группа - доплаты и надбавки за условия труда, отклоняющиеся от нормальных;

- четвертая группа - гарантированные доплаты.

Заработок специализированных бригад КРС, определяется как сумма произведения общей коллективной расцепки (часовая тарифная ставка нормативного численно-квалификационного состава вахты) на нормативную трудоёмкость по всем видам законченных и переходящих ремонтов. Заработок бригад по ремонту и профилактике НКТ -- за фактически выполненный объём работ по расценкам на основании утверждённых калькуляций.

Премия за производственно-экономические показатели бригад КРС, по переходящим скважинам выплачивается по показателям работы бригады в текущем месяце. скважина насосный буровой плунжер

По капитальным ремонтам скважин вида КР-З, связанных с ликвидацией аварий, нормативная продолжительность определяется с учетом коэффициентов, разработанных на основании анализа фактически сложившейся продолжительности по данному виду ремонта.

Коэффициенты применяются к фактическому времени, затраченному на проведение ремонта подтверждённому нагрузками гистограмм ИВЭ. Объём работ затраченный на подготовительно-заключительные, мелкие ремонтные и непредвиденные работы, оплачивается за фактически затраченное время, с премией за выполнение показателей премирования за месяц.

Если при производстве работ фактическое время превышает нормативное, техническим советом НГДУ определяется целесообразность продолжения ремонта с корректировкой нормативного времени на дату утвержденную тех. советом. После окончания ремонта оплата производится за выполненный объем работ по фактически затраченному времени.

Рекомендуемые факторы, повышающие величину КТУ:

1. Высокое профессиональное мастерство и качество выполняемых работ. Наибольшее по сравнению с другими членами бригады перевыполнение сменного задания, норм времени +0,1 +0,25.

2. Внедрение мероприятий и приспособлений, сокращающих сроки выполнения заданий или повышающих качество производимых работ +0,1 +0,2.

3. Проявление инициативы, применение передовых приемов и методов работы +0,1 +0,25.

4. Высокая культура производства, чистота и порядок на рабочем месте, содержание в исправном состоянии инструмента и оборудования, машин и механизмов +0,1 +0,2.

Рекомендуемые факторы, понижающие величину КТУ:

1. Низкая интенсивность труда, выражающаяся в отставании от темпов работы бригады --0,1 --0,2.

2. Низкое качество работы, несвоевременное устранение недостатков, нарушение производственной и технологической дисциплины --0,1 --0,2.

3. Неудовлетворительное состояние культуры производства, необеспечение чистоты и порядка на рабочем месте --0,1 -- 0,2.

4. Некачественное ведение документации на рабочем месте, предоставление не информации --0,1 --0.25.

5. Бесхозяйственное отношение к материалам, инструменту, поломка оборудования, инструмента, остановка работ по вине рабочего --0,2 --0,3.

6. Невыполнение распоряжений мастера -- 0,1 --0,25.

7. Загрязнение окружающей среды -- 0.2 --0,4.

8. Нарушение технологического режима, вызывающее аварию, простой оборудования --0,3 --0,5.

9. Некачественное выполнение работ, наличие брака в работе, дефектов и ошибок при выполнение работ - 0,1 - 0,2.

10. Нарушение трудовой дисциплины -- прогул, появление на работе в нетрезвом виде -- КТУ устанавливается равным нулю.

Оплата труда рабочих временно не входящих в состав бригады, направленных в бригаду КРС после окончания обучения на ста производится по повременным тарифным ставкам присвоенных разрядов за фактически отработанное время.

Работнику, остающемуся на месторождении для охраны бригадного имущества (дежурство), оплата производится по повременной тарифной ставке присвоенного разряда за фактически отработанное время.

Полностью или частично снижается премия за месяц работникам, совершившим прогулы или появившимся на работе в состоянии алкогольного и наркотического опьянения, допустившим грубейшие нарушения техники.

5.3 Расчет сметы затрат на проведение обработки

Расчет годового объема добычи нефти.

Определяем объем добычи нефти по переходящим скважинам:

(1)

где qп - среднесуточный дебит по скважинам, т/сут.,

Tк - число календарных дней в году,

Kэп - коэффициент эксплуатации по скважинам,

Ф - число скважин (на начало года).

т.

Расчет баланса рабочего времени.

Таблица 5

Наименование показателей	Единица измерения	Значение показателей
Календарный фонд времени Число выходных и праздничных дней Число календарных рабочих дней в году (номинальный фонд рабочего времени) Неявки на работу всего в том числе -очередные и дополнительные отпуска -учебные отпуска -отпуска с разрешения администрации -неявки по болезни -прочие неявки, разрешенные законом Количество рабочих дней с учетом не- явок (эффективный фонд рабочего времени) Продолжительность рабочего дня Полезный фонд рабочего времени	дни дни дни дни дни дни дни дни дни дни час час	365 64 301 57 44 5 1 6 1 244 8 1952

Календарный фонд рабочего времени, количество выходных и праздничных дней высчитывается по текущему году.

Число календарных рабочих дней в году (номинальный фонд рабочего времени) определяется, как разница между календарным фондом времени и количеством выходных и праздничных дней.

365 - 64=301 дн.

Неявки на работу всего определяются как сумма всех неявок на работу.

44 + 5 + 1 + 6 + 1 = 57 дн.

Количество рабочих дней в году (эффективный фонд рабочего времени) рассчитывается, как разница между числом календарных рабочих дней и количеством неявок на работу.

301 - 57 = 244дн.

Полезный фонд рабочего времени определяется произведением числа рабочих дней в году на среднюю продолжительность рабочего дня в часах.

244 * 8 = 1952 час.

Расчет численности операторов по добыче нефти

Численность операторов по добыче нефти и газа определяется по формуле:

(2)

где Нш - норма штатов,

Cм - число смен,

Kп - коэффициент подмен.

Норму штатов принять равной 0,041. Число смен принять равной 2.

чел.

Коэффициент подмены определяется по формуле:

(3)

где Tн - номинальный фонд рабочего времени, сут.

Tэ - эффективный фонд рабочего времени, сут.

Расчет заработной платы рабочих, обслуживающих скважины

Таблица 6

Разряд	1	2	3	4	5	6
Тарифные ставки, руб.	-	36,48	42,94	48,59	57,74	68,71

Численно-квалификационный состав рабочих, обслуживающих скважины, определяют из таблицы 7.

Таблица 7

Наименование профессий	Численность, чел.	Наименование профессий	Численность, чел.
Оператор по добыче нефти 3 разряд 4 разряд 5 разряд 6 разряд	2 4 3 3	Машинист технологических насосов 3 разряд 4 разряд 5 разряд	2 3 4
Оператор по поддержанию пластового давления 3 разряд 4 разряд 5 разряд	- 2 2	Машинист насосной станции по закачке раб.агента в пласт 3 разряд 4 разряд 5 разряд	- 2 2
Оператор товарный 3 разряд 4 разряд 5 разряд	1 1 1	Оператор по исследованию скважин 6 разряд	1
Слесарь-ремонтник 4 разряд 5 разряд	1 1	Электрогазосварщик 6 разряд	1

Определяем среднюю тарифную ставку

(4)

где ТС3…6 - часовая тарифная ставка соответствующего разряда, руб.

Ч3…6 - численность рабочих соответствующего разряда, чел.

Чобщ. - общая численность рабочих, чел.

руб.

Фонд заработной платы определяем по формуле:

(5)

где Фэ - эффективный фонд рабочего времени, час.

руб.

Определяем премию:

(6)

где %П = 75% - процент премии

руб.

Определяем районный коэффициент по формуле:

(7)

где %РК = 70% - процент районного коэффициента.

руб.

Определяем северную надбавку:

(8)

где %СН = 50% - процент северной надбавки

руб.

Определяем фонд основной заработной платы по формуле:

(9)

руб.

Определяем дополнительный фонд заработной платы:

(10)

руб.

Процент дополнительной заработной платы рассчитываем по формуле:

(11)

где Дк - число календарных дней в году;

Дпв - число праздничных и выходных дней;

Доо - число дней очередного отпуска;

Ддо - число дней дополнительного отпуска;

%

Определяем фонд общей заработной платы по формуле:

(12)

руб.

Определяем среднемесячную зарплату одного рабочего по формуле:

 (13)

руб.

Определяем фонд заработной платы мастера за год по формуле:

(14)

где М - число месяцев в году.

руб.

Рассчитываем премию (75%)

(15)

руб.

Рассчитываем районный коэффициент (70%)

(16)

руб.

Рассчитываем северную надбавку (50%)

(17)

руб.

Рассчитываем основной фонд заработной платы мастера:

(18)

руб.

Рассчитываем фонд дополнительной заработной платы мастера:

(19)

руб.

Рассчитываем фонд общей заработной платы мастера:

(20)

руб.

Рассчитываем фонд общей заработной платы мастеров и рабочих:

(21)

руб.

Страховые взносы.

Страховые взносы выплачиваются всеми предприятиями в определенном установленном проценте к общему фонду основной и дополнительной заработной платы. Страховые взносы включаются в себестоимость выпускаемой продукции или работ как элемент издержек производства. Страховые взносы выплачиваются в размере 30,5%

 (22)

где %Осс - процент страхового взноса

руб.

Общепроизводственные расходы включают в себя затраты, связанные с организацией, обслуживанием и управлением нефтегазодобывающих предприятий, из заработной платы с отчислениями на социальное страхование общепроизводственного персонала, а также заработной платы с отчислениями работников РИТС, не учитываемой в статье «Основная и дополнительная заработная платы производственного персонала», командировочных, конторских, типографских, почтово-телеграфных и телефонных расходов, на содержание и текущий ремонт зданий, сооружений и инвентаря общепроизводственного назначения.

К этой статье относят расходы на охрану труда, подготовку кадров, расходы на содержание пожарной и вневедомственной охраны и т.д.

Общепроизводственные расходы определяются по формуле:

где Нопр - норма общепроизводственных расходов на 1 тонну нефти.

Принять равной 470 руб. на 1 тонну нефти.

руб.

5.4 Расчет экономической эффективности от внедрения газосепаратора

Эффект состоит в снижении вредного влияния газа на работу центробежных насосов. После внедрения газосепараторов его влияние уменьшается и межремонтрый период увеличивается. Стоимость газосепаратора = 206700 рублей

Определяем снижение затрат на проведение ПРС:

Стоимость одного ремаонта ПРС: 610750 рублей.

МРП по ЭЦН (в среднем) - 489 суток.

365/489 = 0,74 рем/скв

В среднем пон НГДУ за год, ремонтов по причине отказа насоса или дополнительного оборудования происходит 60% всех отказов:

0,74*0,60 = 0,44 рем/СКВ.

Экономия затрат на сокращение ремонтов на одну скважину составит:

0,44*610750 = 268730 рублей

Итого экономический эффект от внедрения газосепаратора за год на одну скважину составит:

(268730 - 206700) * 1 =62030 рублей

Заключение

Выбор ингибиторов парафиноотложений производится опытным путем в процессе эксплуатации скважин.

Для борьбы с мехпримесями предлагается использовать забойные щелевые фильтры, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом, применять жидкости глушения скважин, очищенных от механических примесей. Необходимо вести контроль за выносом механических примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации.

Для защиты от солеотложений рекомендуется использовать ингибиторы комплексного воздействия.

Применение и требуемая дозировка рассчитывается и уточняется во время работы и мониторинга за состоянием защищаемых трубопроводов и аппаратов. Применяемые реагенты должны быть допущены к применению в нефтяной отрасли и включены в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и в Регистр Паспортов безопасности.

Литература

1. Материал, предоставленный НГДУ «Сургутнефть».

2. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - Ростов н/Д: Феникс, 2015 - 318с.

3. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК.01.02): учеб. Пособие. - Ростов н/Д: Феникс, 2016 - 605с.: ил.

4. Покрепин Б.В. Дорошенко Е.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие.. - Ростов н/Д: Феникс, 2016 - 284с.

5. Покрепин Б.В. Оператор по добыче нефти и газа: Учебное пособие. - Волгоград: «Ин-Фолио», 2012 - 448с.

6. Коршак А.А. Нефтегазопромысловое дело: введение в специальность: учебное пособие. - Ростов н/Д: Феникс, 2017 - 350с.

7. «Коллективный договор ОАО «Сургутнефтегаз» на 2007 - 2009 гг.», 2006 г., 169с.

8. В.И. Щуров. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов-2-е изд.-М:ООО ТИД “Альянс” 2005 - 510с.

Размещено на Allbest.ru

...