Введение
Базой прохождения моейпроизводственной практики является ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис», далее«ТН-ЛРС»,- предприятие, имеющее историю неоднократных переименований: от«Конторы капитального ремонта скважин объединения «Татнефть» до нынесуществующего названия. В отчете будет отражена и проанализированапредоставленная предприятием информация за 2009год, а также экономическиепоказатели за 2006,2007,2008 годы. Предприятие официально существует с 01августа 1970 года. Имеет собственные счета в банках: «Девон-кредит», «Зенит». Всвоей работе ООО «ТН-ЛРС» решает такую важную задачу, как поддержаниеработоспособности фонда эксплуатируемых скважин. Во время ремонта скважинустраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируютсязаколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищаетсяпризабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты,ликвидируются аварии внутрискважинного оборудования.
Общий численный составработающих включает наёмных работников всех категорий и временных работников.На данный момент на предприятии трудится 938 человек, производительность трудакоторых равна 729,2 тыс.руб/чел. Количество бригад равно 28.
Объем выполненныхработ за 2006 год в стоимостном выражении составляет 941386 тыс.руб.
Фонд заработной платыработников составляет 310178,7 тыс.руб. Средняя заработная плата 1 работающегоравна 19969 руб., рабочего – 16770 руб.
Во время прохожденияпроизводственной практики я смогла получить полную картину работы предприятия,за счет того, что смогла проследить за работой разных подразделений, и поучаствовалаво многих работах, как, например: следила за начислением заработной платы исовершала собственные расчеты; принимала участие в анализе деятельностипредприятия; углублялась в суть ведения некоторых ремонтных работ и др.
Рабочие места, где мнеприходилось находиться: отдел производственной безопасности и охраны труда;отдел кадров; отдел труда и заработной платы; экономический отдел; отделбухгалтерского учета; плановый отдел; технологический отдел.
Программа моих заданий, втом числе индивидуальных, включала в себя следующие пункты:
— изучитьпроизводственный процесс, как результат – предлагаемые услуги;
— изучить технологическийпроцесс выполнения работ;
— определить структуруорганов управления;
— изучить информационныепотоки;
— провести анализфинансово-хозяйственной деятельности предприятия;
— выявить актуальные дляпредприятия проблемы.
Я считаю, что вприведенном мной отчете все поставленные передо мною задачи рассмотрены и описаныв полном объеме.
Глава 1
1. Услуги предприятия
Название предприятияговорит само за себя. Основная задача ООО «ТН-ЛРС» заключена в поддержаниискважин в рабочем состоянии, а также повысить их производительность. Капитальныйремонт скважин является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь отсостояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результатыразработки месторождения. Это действительно большая работа, направленная нетолько на получение собственной прибыли, но и на поддержание экономическойобстановки в регионе. Ведь Татарстан – нефтяной край, то есть вся нашаэкономика держится буквально на нефти. И от качественной и эффективной работынефтяников зависит многое. Если скважина будет простаивать, будет потеряно нетолько время, но и деньги.
Из этого можно сделатьвывод, что выполняемая ООО «ТН-ЛРС» работа очень конкурентоспособна. В нашемгороде предприятие является монополистом.
2. Технологическиепроцессы, применяемые при предоставлении услуг
При ремонте скважинприменяются разные виды технологических процессов, так как ремонт может бытьквалифицирован по разным видам, и, следовательно, совершаться он может посоответствующим каждому из видов схемам. Но основной принцип ремонта состоит вследующем:
-производится глушениескважины;
-ведется работа по поискупричин дефекта;
-выбирается подходящийспособ быстрого и эффективного налаживания скважины;
-выполняетсясоответствующий ремонт;
-скважина запускаетсявновь.
3. Производственныйпроцесс.
ООО«ТН-ЛРС» на сегодняшний день является обществом с ограниченнойответственностью, главной задачейявляется наиболее полное удовлетворение потребности обслуживаемых НГДУ в КРС иработах по повышению нефтеотдачи пластов на основе использования достиженийнауки, техники и технологии передового опыта работы.
Предприятие, руководствуясь договорнымиобъёмами работ, самостоятельно формирует производственную программу, принимаетрешение по более полному использованию мощностей, достижению высоких конечныхрезультатов и получению хозрасчетного дохода, который является источникомпроизводственного и социального развития трудового коллектива. Предусматривает развитиепроизводственных мощностей, необходимых для выполнения потребностей НГДУ в КРСи ПНП за счёт централизованных, собственных и заёмных средств. Определяетпотребность в МТС и обеспечивает выполнение производственной программыматериальными ресурсами, полученным по выделенным лимитам и фондам, а так жеприобретенным в порядке основной торговли и по прямым связям спредприятиями-поставщиками. Имеет печать со своим наименованием и изображениемгерба РФ.
Основное производство объединяетчетыре 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 темповработ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин,совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схемпо ПНП и КРС, совершенствование системы планирования и экономическогостимулирования для достижения наибольшей экономической эффективности принаименьших затратах.
В состав вспомогательногопроизводства входят подразделения, обеспечивающие предприятие всеми видамиэнергии и выполняющие всевозможные услуги (ремонт, транспорт, складированиематериальных ценностей): прокатно-ремонтный цех оборудования и инструмента;участок по гидроразрыву пластов; служба материально-технического снабжения;служба главного энергетика.
Производственный процессполностью механизирован и автоматизирован. Оперативный доступ к информации осостоянии технологических процессов на скважине позволяет значительно сократитьнепроизводительные затраты на ремонт, дает возможность изыскания резервов дляповышения производительности труда и снижения потерь рабочего времени, что вконечном счете ведет к снижению затрат при капитальном ремонте скважин в целом.Процесс автоматизации сбора и передачи данных о технологических процессах приремонте скважины предоставлен следующим составом комплекса:
-персональный компьютер(Персональный компьютер с установленной платой видеовхода R04–light дляподключения камер видеонаблюдения, в состав которого входят системный блок,монитор, клавиатура, мышь, две звуковые колонки, принтер.);
-система видеорегистрацииVideoNet;
-монтажный шкаф(предназначен для защиты ПК от пыли, защищает оборудование отнесанкционированного доступа, обеспечивает сохранность оборудования припереездах бригад КРС. В шкафу все оборудование крепится на полках, что позволяетосуществлять переезд бригады с одной скважины на другую не демонтируя дорогостоящееоборудование.);
-динамометр электронныйДЭЛ-140 (позволяет получать оперативную информацию о нагрузке на крюке талевойсистемы; на буровой инструмент; о давлении в линии гидравлического ключа присвинчивании — развинчивании труб; давлении в нагнетательной линии.);
-стационарный сотовыйтелефон ТСС (Для связи с бригадой используется сотовый шлюз Ateus EasyGate 2N подключенный к сети МТС. С помощьюданного шлюза реализована возможность передачи в электронном виде информациимежду бригадами бурения и управлением по электронной почте.).
4.Схема производственнойструктуры./> /> /> /> /> /> /> /> Бурение СМД
Рис. 1 Схемапроизводственной структуры
Где ПНП – повышениенефтеотдачи пластов;
КРС – капитальный ремонтскважин;
ГРП – участок погидроразрыву пластов;
ГПП – прокатно-ремонтныйучасток;
Бурение СМД – участок побурению скважин.
Глава 2
1. Место подразделенияв организационной структуре
Подразделение,в котором я проходила практику, это отдел организации труда и заработной платы.Отдел занимается осуществлением работы по совершенствованию организации оплатытруда; рассчитывает фонды заработной платы; обеспечивает правильное соотношениепо категориям персонала и квалификационным категориям; разрабатывает положенияо премировании рабочих и служащих, условия материального стимулированияработников; определяет на основе действующих положений размеры премий;разрабатывает положения и должностные инструкции об отделах; осуществляетконтроль за соблюдением режимов труда и отдыха, трудового законодательства;выполняет работы по формированию, ведению и хранению базы данных по труду изаработной плате, численности работников.
2. Технологическийпроцесс одного из видов ремонтов
Для описаниятехнологического процесса я выбрала процесс опрессовки эксплуатационных колоннпакером на кабеле (канате).
1. Общие положения
1.1 Установить на устьескважины подъемный агрегат.
1.2 Поднять подземноеоборудование.
1.3 Установить на местогеофизический подъемник.
1.4 Размотать с барабанакабель (канат) и поднести к устью кабельную головку. Закрепить на колонномфланце устьевой герметизатор для кабеля (каната) и оттяжной ролик. Подвесить накрюкоблок подъемный ролик, предварительно пропустив через оба ролика кабельнуюголовку с кабелем (канатом).
1.5 При непрохождениишаблона до запланированного интервала или наличии твердых АСПО с примесямипеска, солей, окалины и др. на шаблоне после его подъема произвести очисткустенок колонны от АСПО и др. отложений существующими методами (СПО скребка илискрепера, промывку скважины растворителями или технологической жидкостью сдобавлением МЛ-81Б или др. ПАВ).
1.6 На скважину доставитьрасчетное количество технологической жидкости, объем которой зависитиндивидуально от приемистости и возможных нарушений колонны для каждой скважины,глубины спуска пакера, статического уровня и т.д.
1.7 На расстоянии неменее 10 м от устья скважины установить и обвязать насосный агрегат с автоцистерной.
1.8 Опрессовкуэксплуатационной колонны целесообразно начать с глубины на 10м выше интервалаперфорации, в случае негерметичности — опрессовку производить поинтервально,снизу-вверх с интервалом 300-350 м, интервал негерметичности при этом определитьс точностью до 5 метров, а также — приемистость нарушения или темп падения давления.
1.9 Применяемоеоборудование и материалы, необходимые для осуществления технологическогопроцесса.
1.9.1 Серийно выпускаемоеоборудование:
— геофизическийподъемник;
— пакер на кабеле(канате);
— устьевой герметизаторкабеля (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:
— технологическаяжидкость (без добавления ПАВ).
1.10 Соединить пакер скабельной 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 посадкупакера. Загерметизировать устье скважины с помощью устьевого герметизатора.
1.13 Пакер Камильянова:
Загерметизировать устье.Произвести посадку пакера.
1.14 Поднять давление довеличины, указанной в плане работ.
1.15 Установить степеньгерметичности эксплуатационной колонны, после чего снизить давление вэксплуатационной колонне через затрубную задвижку.
1.16 Произвестираспакеровку пакера.
1.17 Выдержать в течение15 мин для выравнивания давлений в надпакерном и подпакерном пространствах.
1.18 Пакер извлечь изскважины или перевести в следующий интервал скважины со скоростью не более 1м/с, после чего повторить работы, описанные по 1.12-1.17.
2. Опрессовкаэксплуатационной колонны.
2.1 Перед завозом наскважину в условиях механических мастерских произвести ревизиию пакерабригадой, занимающейся обслуживанием оборудования. Проверить целостностьрезиновых уплотнительных манжет. Манжеты, имеющие дефекты, заменить целыми.
Проверить плашки якоря,они не должны иметь трещин, сколов и повышенного износа насечек.
Проверить надежностькрепления резьбовых соединений пакера. Кроме того, фигурные пазы на корпусепакера очистить от грязи и парафина.
2.2 Перед спуском пакерав скважину оператор по исследованию скважин должен проверить работоспособностьи взаимодействие подвижных соединений (для пакера ПК-146 (168) проверитьподвижность якорного узла и направляющего штифта).
2.3 На устье скважиныустановить и закрепить устьевой герметизатор.
2.4 Элеватором ЭХЛподнять пакер и опустить в скважину.
2.5 Подогнать иустановить геофизический подъемник.
2.6 Размотать кабель(канат) и поднести кабельную головку к устью скважины.
2.7 Поднести и установитьоттяжной и подвесной кабельные ролики.
2.8 Пропустить через обаролика кабельную головку и поднять крюкоблок на высоту от 15 до 16 м.
2.9 Завернуть в муфту НКТкабельную головку, приподнять лебедкой компоновку, снять элеватор и спуститьпакер на кабеле (канате) до интервала, указанного в плане работ.
2.10 Спуск и подъемпакера производить плавно со скоростью не более 1 м/с.
2.11 На расстоянии неменее 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 занатяжением и ослаблением кабеля (каната).
2.13 При дохождениипакера 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 чегозагерметизировать устье скважины с помощью устьевого герметизатора, завернуврегулировочную гайку.
2.15 Загерметизировать устье спомощью устьевого герметизатора, запакеровать пакер Камильянова подачейэлектрического тока на электропривод.
2.16 Поднять давление в скважинепри помощи насосного агрегата до величины, указанной в плане работ.
2.17 Установить степеньгерметичности эксплуатационной колонны, снизить давление в эксплуатационнойколонне, после чего разгерметизировать устье, отвернув регулировочную гайкуустьевого герметизатора.
2.18 Распакеровать пакерподачей электрического тока на электропривод пакера Камильянова или подъемом на 1 м пакера на кабеле (канате) ПК-146 (168).
2.19 Выдержать втечение 15 мин для выравнивания давлений в эксплуатационной колонне.
2.20 Поднять пакер наустье или перевести в следующий интервал опрессовки со скоростью не более 1м/с, после чего повторить работы, описанные по 2.13-2.18.
2.21 Посадить пакерПК-146 (168) на элеватор, предварительно отвернув НКТ, отвернуть кабельную головкуи, опустив крюкоблок подъемного агрегата, снять кабель (канат) с роликов исмотать на лебедку.
2.22 Снять ролики скрюкоблока и колонного фланца и убрать в геофизический подъемник.
2.23 Поднять пакер изскважины и уложить на мостки.
2.24 Поднять НКТ изскважины и уложить на мостки.
Глава 3
1. Организационнаяструктура предприятия
На следующей странице нарисунке 2 представлена организационная структура предприятия.