Организационная структура ЦПиКРС
1.2 Организационная структура ЦПиКРС
 | ||
 | ||
| ||
 | ||
Рис. 1. Организационная структура ЦПиКРС
ВСЕГО работников — 237 чел.
В том числе рабочие – 192 чел. РСиС — 45 чел.
В состав ЦПиКРС входят следующие бригады:
— бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины;
— бригада по глушении и приготовлению раствора;
— бригада по ППР инструмента и оборудования;
— бригада по ремонту НГН.
Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.
Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно — заключительные работы при ремонте скважин; спуск — подъем подземного оборудования.
Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ. калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС.
Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана — графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ.
Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции:
— глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине;
— полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления
— сборку нагнетательной линии для глушения скважин;
— сборку выкидной линии;
— разрядки скважин (стравливание давления) после глушения;
— ведение процесса химической обработки скважин.
Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин.
Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д.
Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами.
Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции:
— проводит ревизию и испытание новых насосов;
— отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации;
— разборку насосов для определения причин выхода в ремонт;
— подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду;
— ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов.
Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ «Лениногорскнефть»
Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ «ЛН» по представлению начальника цеха.
Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие — старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ «ЛН», участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ «ЛН», представителями департамента супервайзерской службы ОАО «ТН» только через него.
Источник
Экономика предприятия КРС
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Марта 2012 в 23:18, курсовая работа
Краткое описание
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.
Содержание работы
Введение 4
1 Краткая геологическая характеристика месторождения 6
2 Виды капитальных ремонтов, проводимых цехом УПНП и КРС 8
3 Организационная структура
3.1 Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз» 9
3.2 Функции отдельных служб и подразделений 10
4 Анализ капитальных ремонтов по видам, продолжительности и стоимости
12
5 Планирование производственной программы цеха 18
6 Порядок определения расчетных цен 20
7 Фонд заработной платы
7.1 Фонд экономического стимулирования 25
7.2 Планирование фонда заработной платы 30
8 Планирование хозрасчетной деятельности 32
9 Влияние капитального ремонта скважин на основные технико-экономические показатели работы ТПП
34
10 Выводы и предложения по улучшению организации и проведению КРС
35
11 Планирование и учет работы бригады КРС 36
Список использованной литературы 37
Содержимое работы — 1 файл
К.П ПО ЭКОНОМИКЕ ПРЕДПРИЯТИЯ КРС.DOC
Краткая геологическая характеристика месторождения
Виды капитальных ремонтов, проводимых цехом УПНП и КРС
Организационная структура УПНП и КРС ТПП «Лангепаснефтегаз»
Функции отдельных служб и подразделений
Анализ капитальных ремонтов по видам, продолжительности и стоимости
Планирование производственной программы цеха
Порядок определения расчетных цен
Фонд заработной платы
Фонд экономического стимулирования
Планирование фонда заработной платы
Планирование хозрасчетной деятельности
Влияние капитального ремонта скважин на основные технико-экономические показатели работы ТПП
Выводы и предложения по улучшению организации и проведению КРС
Планирование и учет работы бригады КРС
Список использованной литературы
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;
Источник