отчет. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 203 Kb.
|
1 2  1 Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений Нефтедобывающее управление «Арланнефть» создано в 1957 году. Осуществляет разработку и эксплуатацию Арланского месторождения нефти на территории Калтасинского и Краснокамского районов. Находится в г. Нефтекамск. В составе: 6 цехов по добыче нефти и газа, прокатно- ремонтный цех эксплуатации оборудования, цехи подготовки и перекачки нефти, поддержания пластового давления, капитального и подземного ремонта скважин. Арланское месторождение – крупнейшее по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского, Калтасинского и Дюртюлинского районов республики Башкортостан и частично на территории Удмуртии. Включает в себя Арланскую, Новохазинскую, Николо-Берёзовскую и Вятскую площади. Открыто в ноябре 1955, введено в разработку в 1958. К 2010 году на месторождении добыто 500 млн тонн нефти, пробурено 9,8 тыс. скважин. Первооткрывательной является скважина №3, пробуренная бригадой нефтеразведчиков под руководством мастера Сахапова, расположенная недалеко от деревни Ашит (в 15 км. от г. Нефтекамск). Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Берёзовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК «Башнефть» в рамках НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (Новохазинская площадь), «Чекмагушнефть» (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО «Белкамнефть» (Вятская площадь). При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин – механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93%). На пике добыча на месторождении доходила до 12 млн т в год. НГДУ «Южарланнефть» осуществляет разработку правобережной части Новохазинской площади, в границах которой находится 74,8% территории и 77,3% начальных геологических запасов нефти площади. Разработка ТТНК Новохазинской площади начата в 1960 г. Первый проектный документ – «Технологическая схема разработки Новохазинской площади» составили Саттаров М. М. и др. в 1961 г. В схеме предусматривалась раздельная эксплуатация двух объектов (верхнего в составе I-V пластов и нижнего VI), применение законтурного и внутриконтурного заводнений. Максимальный фонд скважин составлял 1543, максимальный уровень добычи нефти – 12 млн.т/год. Но уже в Генсхеме (1965) все пласты были объединены в один объект. Сохранилось условие раздельной закачки воды. В дальнейшем по мере изучения геологического строения Арланского месторождения уточнялись запас и параметры пластов. В процессе исследований в области анализа, контроля и регулирования выяснилось, что многие из первоначальных решений в проектных документах были ошибочны. В 1978 г. Был составлен уточненный проект разработки. В уточненном проекте разработки рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся лишь закачиваемым объектом. Предложена закачка ПАА и технической воды, это предусматривало дополнительное бурение скважин и уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. В связи с отсутствием необходимого реагента был принят вариант закачки технической воды. 2 Схема организационной структуры предприятия или цеха Организационная структура НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» приведена в Приложении А. Технико-экономические показатели НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» приведены в таблице 1. Таблица 1 – Технико-экономические показатели НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»
Продолжение таблицы 1
3 Должностная инструкция мастера цеха Общие положения
Высшее образование - бакалавриат; Особые условия допуска к работе мастера по добыче нефти и газа : Обучение мерам пожарной безопасности, включая прохождение противопожарного инструктажа и пожарно-технического минимума по соответствующей программе; Прохождение обучения и аттестации по охране труда, промышленной безопасности в установленном порядке; Прохождение обязательных предварительных (при поступлении на работу) и периодических медицинских осмотров (обследований), а также внеочередных медицинских осмотров (обследований) в установленном законодательством Российской Федерации порядке;
Эксплуатационные характеристики оборудования ПХГ; Отраслевые стандарты, технические регламенты, руководства (инструкции), устанавливающие требования к эксплуатации и ремонту оборудования ПХГ; Нормы расхода МТР; Технологическая схема объектов ПХГ; Основы черчения и составления схем; Нормативы по обеспечению персонала средствами коллективной и индивидуальной защиты; Правила ведения документации по сопровождению эксплуатационных и ремонтных работ оборудования ПХГ; Техническая документация по эксплуатации и ремонту оборудования ПХГ и требования к ее оформлению; Назначение, устройство и принцип работы оборудования ПХГ; Отраслевые стандарты, технические регламенты, руководства (инструкции), устанавливающие требования к эксплуатации и ремонту оборудования ПХГ; Основы материаловедения; Виды и область применения инструмента и приспособлений для производства работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ПХГ; Стандарты безопасности труда, требования промышленной безопасности на опасных производственных объектах; Основы технической диагностики оборудования ПХГ; Документация, регламентирующая виды, состав и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ПХГ; Назначение, устройство и принцип работы оборудования ПХГ; Структура, взаимодействие АСУ ТП, телемеханики, оборудования ПХГ; Виды дефектов основного и вспомогательного оборудования ПХГ; Инструкции по охране труда по профессиям и видам работ подчиненного персонала; Свойства природного газа; Порядок обеспечения подчиненного персонала инструментом, приспособлениями, приборами; Основы термодинамики; Нормы расхода МТР; Нормативные документы по проведению огневых и газоопасных работ; Квалификационные характеристики подчиненного персонала; Основы сварочного производства; Трудовое законодательство Российской Федерации; Номенклатура, требования к хранению МТР; Принципы действия основных контрольно-измерительных приборов, в том числе приборов безопасности; Отраслевые стандарты, технические регламенты, руководства (инструкции), устанавливающие требования к эксплуатации и ремонту оборудования ПХГ; Стандарты безопасности труда, требования промышленной безопасности на опасных производственных объектах; Принципы работы оборудования ПХГ; Виды дефектов основного и вспомогательного оборудования ПХГ; Основные типы и технические характеристики оборудования ПХГ; Структура, взаимодействие автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), телемеханики, оборудования ПХГ; Назначение, устройство и принцип работы оборудования ПХГ; Нормы расхода МТР; Отраслевые документы, регламентирующие внедрение новой техники, передовых технологий, научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок (НИОКР); Научно-технические достижения и передовой отечественный и зарубежный опыт в области подземного хранения газа;
Анализировать и обобщать эксплуатационные показатели работы оборудования ПХГ; Пользоваться специализированными программными продуктами; Анализировать документацию по эксплуатации оборудования ПХГ и безопасному выполнению работ; Читать чертежи и спецификации; Оценивать состояние инструмента, приспособлений, приборов, средств индивидуальной защиты; Формировать потребность в МТР; Владеть навыками работы с персональным компьютером и его периферийными устройствами, оргтехникой; Применять результаты диагностирования оборудования и экспертизы промышленной безопасности; Определять приоритетные задачи при эксплуатации оборудования ПХГ; Пользоваться контрольно-измерительными приборами и инструментами; Применять средства индивидуальной и коллективной защиты; Читать чертежи и спецификации; Планировать деятельность эксплуатационного и ремонтного персонала; Формировать потребность в материально-технических ресурсах (МТР); Анализировать технические параметры оборудования ПХГ; Осуществлять оценку рисков при выполнении работ на оборудовании ПХГ; Использовать информационно-коммуникационные технологии; Оценивать состояние инструмента, приспособлений, приборов, средств индивидуальной защиты; Разрабатывать сетевые графики выполнения работ; Выявлять по показаниям приборов, шумовым характеристикам отклонения в работе оборудования ПХГ; Принимать решения в режиме ограниченного времени; Принимать решения по корректировке технологических параметров; Определять причины изменения и отклонения от нормативных (допустимых) величин эксплуатационных параметров оборудования ПХГ; Читать чертежи и схемы; Определять соответствие состояния оборудования требованиям эксплуатационных регламентов; Рассчитывать эффективность предлагаемых решений; Обобщать и анализировать передовой опыт в рациональном использовании материалов и оборудования; Анализировать эффективность работы оборудования ПХГ, находить возможности ее повышения; Читать и понимать эксплуатационную документацию; Разрабатывать планы по энергосберегающим мероприятиям; Составлять и оформлять технические задания на изготовление нового оборудования и приспособлений; Оценивать риски от внедрения новой техники, рационализаторских предложений, изменений организационно-технических условий рабочего места;
Документационное обеспечение эксплуатации оборудования ПХГ. Обеспечение выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТоиР), диагностическому обследованию (ДО) оборудования ПХГ. Обеспечение заданного режима работы оборудования ПХГ. Подготовка предложений по повышению эффективности работы оборудования ПХГ.
Внесение предложений по изменению и дополнению схем, чертежей, инструкций, используемых при эксплуатации и обслуживании оборудования ПХГ. Формирование отчетности по эксплуатации оборудования ПХГ. Учет выданных МТР, средств индивидуальной защиты. Ведение и актуализация документации по эксплуатации оборудования ПХГ. Составление заявок на МТР, средства индивидуальной и коллективной защиты. Контроль соблюдения технологических регламентов при эксплуатации основного и вспомогательного оборудования ПХГ. Организация проведения подготовительных работ при передаче оборудования ПХГ в ремонт. Разработка планов проведения огневых и газоопасных работ и контроль их выполнения. Ведение оперативно-технической документации по режимам, учету времени работы оборудования. Обеспечение производственного процесса ТОиР, ДО оборудования ПХГ инструментом, приборами, запасными частями и материалами. Организация работ эксплуатационного и ремонтного персонала. Выявление неисправностей в работе оборудования ПХГ, причин вынужденных и аварийных остановок. Осмотр оборудования ПХГ при проведении испытаний и после выполнения ремонтных работ. Разработка графиков плановых ремонтов и графиков технического обслуживания оборудования ПХГ. Обеспечение рабочих мест необходимыми защитными и оградительными устройствами, средствами индивидуальной защиты, документацией. Передача оперативной информации о режимах работы оборудования ПХГ в диспетчерскую службу подразделения. Принятие мер по восстановлению заданных технологических режимов работы оборудования ПХГ. Принятие мер по устранению причин отклонений технологических параметров от заданных значений. Организация проверки оборудования газовых объектов на соответствие требованиям нормативных документов. Контроль эксплуатационных параметров работы основного и вспомогательного оборудования ПХГ. Принятие мер по устранению дефектов основного и вспомогательного оборудования ПХГ, предупреждению аварий, разрушений. Контроль значений технологических параметров и выполнения команд автоматизированных систем управления в соответствии c заданным алгоритмом. Оперативный контроль работы ремонтного персонала и специалистов, выполняющих диагностическое обследование на оборудовании ПХГ. Подготовка предложений технически обоснованных норм расхода материалов, топлива, энергии, химреагентов. Подготовка предложений по повышению эффективности производства, создания безопасных условий труда, охраны окружающей среды. Подготовка предложений по внедрению новой техники и передовых технологий в области подземного хранения газа. Внесение предложений в программу по энергосбережению
Запрашивать и получать необходимую информацию, а так же материалы и документы, относящиеся к вопросам деятельности мастера по добыче нефти и газа. Повышать квалификацию, проходить переподготовку (переквалификацию). Вступать во взаимоотношения с подразделениями сторонних учреждений и организаций для решения вопросов, входящих в компетенцию мастера по добыче нефти и газа. Принимать участие в обсуждении вопросов, входящих в его функциональные обязанности. Вносить предложения и замечания по вопросам улучшения деятельности на порученном участке работы. Обращаться в соответствующие органы местного самоуправления или в суд для разрешения споров, возникающих при исполнении функциональных обязанностей. Пользоваться информационными материалами и нормативно-правовыми документами, необходимыми для исполнения своих должностных обязанностей. Проходить в установленном порядке аттестацию.
Неисполнение (ненадлежащее исполнение) своих функциональных обязанностей. Невыполнение распоряжений и поручений заместителя председателя правления Учреждения. Недостоверную информацию о состоянии выполнения порученных заданий и поручений, нарушении сроков их исполнения. Нарушение правил внутреннего трудового распорядка, правила противопожарной безопасности и техники безопасности, установленных в Учреждении. Причинение материального ущерба в пределах, установленных действующим законодательством Российской Федерации. Разглашение сведений, ставших известными в связи с исполнением должностных обязанностей. За вышеперечисленные нарушения мастер по добыче нефти и газа может быть привлечен в соответствии с действующим законодательством в зависимости от тяжести проступка к дисциплинарной, материальной, административной, гражданской и уголовной ответственности. Настоящая должностная инструкция разработана в соответствии с положениями (требованиями) Трудового кодекса Российской Федерации от 30.12.2001 г. № 197 ФЗ (ТК РФ) (с изменениями и дополнениями), профессионального стандарта «Специалист по эксплуатации оборудования подземных хранилищ газа» утвержденного приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 26 декабря 2014 г. № 1163н и иных нормативно–правовых актов, регулирующих трудовые отношения. 4 Краткое описание промыслового оборудования и сооружений 4.1 Характеристика наземного оборудования установки электроцентробежного насоса К наземному оборудованию установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) относится (рисунок 1): устьевое оборудование, станция управления и трансформатор. К вспомогательному оборудованию УЭЦН относится подвесной ролик, который предназначен для направления кабеля в скважину при спускоподъёмных операциях. Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 В. Рабочее напряжение с двигателей составляет 470 - 2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км). Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя. Трансформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением. Они предназначены для установки на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5 -10 ответвлений, обеспечивающих подачу оптимального напряжения на электродвигатель Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ. Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станция управления выполнена в металлическом ящике, размещается в специальной будке. Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску насосно-компрессорных труб, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), направление продукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций. Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием. Крестовик, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение, герметизирующее место вывода труб и кабеля. Уплотнение поджимается разъемным фланцем. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено и обратный клапан. Обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||