Анализ Профстандарт. Отчет по анализу отрасли контракт

• Название: Отчет по анализу отрасли контракт
• Дата: 20.02.2020
• Размер: 2.57 Mb.
• Имя файла: Анализ Профстандарт.doc
• Тип: Отчет; #109216
• страница: 2 из 5

- технический, технологический и энергетический аудит производственных объектов;

- нормативно-техническое сопровождение проектов (разработка стандартов, адаптация международных стандартов ISO, API, ASME, ASTM, DNV и документации в области безопасности и охраны труда и т.д.).
В компании успешно внедрена и действует интегрированная система менеджмента в соответствии с международными стандартами ISO 9001:2015 «Системы менеджмента качества. Требования», профессионального здоровья и безопасности - OHSAS 18001:2007 «Системы менеджмента охраны здоровья и обеспечения безопасности труда. Требования» и экологии ISO 14001:2015 «Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению».

Офисы АО «КИНГ» расположены в Астане и Алматы. Дочерняя компания АО «НИПИ «Каспиймунайгаз» в Атырау – один из старейших проектных институтов Республики Казахстан, который ведет свою историю с середины прошлого века, и за это время внес свою лепту в разработку практически всех крупных проектов в нефтегазовой отрасли.

2. 
   Обозначения и сокращения
   

АО КИНГ - АО «Казахский институт нефти и газа»

АО КМГ - АО «НК КазМунайГаз»

ЕТКС - Единый тарифно-квалификационный справочник

МНЭ - Министерство национальной экономики

НПП - Национальная палата предпринимателей «Атамекен»

ОКВЭД - общий классификатор видов экономической деятельности

ОРК - отраслевая рамка квалификации

ПС - профессиональный стандарт

РК - Республика Казахстан

УВС - углеводородное сырье

3. 
   Информации, использованные для анализа
   

3.1 Источники информации

Для проведения анализа нефтегазовой отрасли были использованы открытые официальные источники:

• статистическая информация Комитета по статистике Министерства национальной экономики РК;

• статистическая информация Комитета государственных доходов Министерства финансов РК;

• пресс-релизы Министерства энергетики РК;

• аналитическая информация Министерства труда и социальной защиты населения РК;

• справочные материалы Комитета по контролю в сфере образования и науки Министерства образования и науки РК;

• справочные материалы Комитета геологии и недропользования Министерство по инвестициям и развитию РК;

• публикации АО «Развития трудовых ресурсов»;

• публичные отчеты АО «НК «КазМунайГаз», АО «КазТрансОйл», АО «КазТрансГаз», Норт Каспиан Оперейтинг Компани Н.В., ТОО «Тенгизшевройл», Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б. В. И др.

• аналитические материалы;

• статистические данные;

• Национальный энергетический доклад 2017 года Ассоциации «Kazenergy».
3.2 Методы анализа

Данный анализ составлен на основе следующего:

• 
  общих характеристик и ключевых тенденции развития отрасли;
  
• 
  перечня основных работодателей отрасли, включая как крупнейшие предприятия, так и организации среднего и малого бизнеса;
  
• 
  перечня заинтересованных сторон: работников различных профессий, профессиональных ассоциаций, профсоюзов, учебных заведений, подготавливающих работников для данной отрасли и т.д.
  
• 
  видов и направлений деятельности в отрасли;
  
• 
  основных потребностей и особенностей отраслевого рынка труда.
  

3.3 Отраслевые ограничения
3.3.1 Общая информация

Нефтегазовая отрасль в целом подразделяется на три сектора:

1) разведка и добыча углеводородного сырья² (upstream);

2) транспортировка УВС путем магистральных трубопроводов и другого транспорта (midstream);

3) переработка УВС и реализация продуктов их переработки (downstream).

Деятельность некоторых, наиболее крупных компаний, включает в себя все 3 сектора. Такие компании называют вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК). В Казахстане к нему относится АО «НК КазМунайГаз». Однако, предметом деятельности настоящего анализа является сектора «Разведка и добыча нефти и газа», «Транспортировка и хранения нефти и газа».

К сектору разведки и добычи УВС входят этапы разведки, оценки и пробной эксплуатации месторождений, обустройства месторождений и добычи УВС. К видам работ относятся следующее:

• геолого-геофизические работы (в том числе, проводимые непосредственно в скважинах);

• бурение нефтегазовых скважин (в том числе, параметрические, картировочные, нагнетательные и др.);

• добыча нефти и газа;

• операции, связанные с обслуживанием наземного оборудования, ремонтом скважин, подготовкой нефти и газа (сепарация, очистка, хранение и т.д.).

Сектор транспортировки включает все операции, связанные с обслуживанием магистральных трубопроводов и непосредственно управлением транспортировкой УВС. Транспортировка также осуществляется железнодорожным и морским транспортом.
3.3.2 Краткое описание процессов

Разведка нефти и газа – это комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтегазового месторождения, выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке. Включает бурение разведочных скважин и проведение исследований, необходимых для подсчёта запасов выявленного месторождения и проектирования его разработки. Запасы подсчитывают по каждой залежи или её частям (блокам) с последующим суммированием их по месторождению.

Разведка должна полностью выявить масштабы нефтеносности всего месторождения как по площади, так и на всю технически достижимую глубину. В процессе разведки определяют: типы и строение ловушек, фазовое состояние углеводородов в залежах, границы разделов фаз, внешних и внутренних контуров нефтеносности, мощность, нефтегазонасыщенность, литологические и коллекторские свойства продуктивных горизонтов, физико-химические свойства нефти, газа, воды, продуктивность скважин и др. Кроме этого, оцениваются параметры, гарантирующие определение способов и систем разработки залежей и месторождения в целом, обосновываются коэффициенты нефтеотдачи, выявляются закономерности изменения подсчётных параметров и степень их неоднородности. Эти задачи решаются при бурении оптимального для данных условий количества разведочных скважин, качественном проведении комплексных скважинных геофизических исследований, испытаний продуктивных объектов на притоки и исследований режимных параметров в процессе испытаний, а также специальных геофизических, геохимических, гидродинамического, температурных исследованиях для определения структурных, резервуарных и режимных подсчётных параметров, при отборе керна в рациональных объёмах и проведении комплексных лабораторных исследований керна, нефти, газа, конденсата и воды. Выбор и обоснование методики разведки нефтяных месторождений базируются на анализе геологических данных, накопленных на поисковом этапе и при разведке других месторождений исследуемого района. В процессе разведки нефтяных месторождений уточняется модель месторождения, корректируется система дальнейшей его разведки.

В каждой разведочной скважине проводят комплексные промыслово-геофизические и геохимические исследования, дающие наибольший эффект для изучения месторождения. Выбор комплекса методов зависит от литологического состава, коллекторских свойств пород, типа насыщающих флюидов, состава и особенностей фильтрации промывочной жидкости в пласте, порядка проведения разведочных работ и др. С помощью промыслово-геофизических исследований проводят расчленение разреза по литологическим разностям пород, выделяют литолого-стратиграфические реперы, коррелируют пласты, выбирают интервалы отбора керна и интервалы перфорации, определяют положение водонефтяных и нефтегазовых контактов и получают максимальную информацию по структурным, резервуарным и частично режимным подсчётным параметрам. Неоднородность строения, качество коллекторов выявляет детальная интерпретация промыслово-геофизических исследований. Для изучения резервуарных параметров залежей из продуктивных пластов и из покрывающих и подстилающих его пород отбирают керн. Интервалы отбора керна определяют исходя из степени геолого-геофизической изученности месторождения (залежи), количества, мощности и изменчивости пластов-коллекторов. В интервале отбора керна используют буровые растворы на нефтяной основе, чтобы обеспечить максимальный вынос керна и получить надёжные данные по нефтенасыщенности пласта-коллектора. При разведке массивных, пластовых и массивно-пластовых залежей отбирают керн так, чтобы охарактеризовать разные по площади и глубине части залежи. На каждом крупном или уникальном месторождении нефти обязательно бурят скважину с отбором керна на безводной или нефильтрующейся промывочной жидкости для получения опорной информации о коэффициенте нефте-газонасыщенности коллекторов. В керне определяют пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, содержание связанной воды, коэффициент вытеснения, минерального, гранулометрического, химического состава, пластичности, сжимаемости, электрического сопротивления, плотности, скоростей распространения ультразвука, радиоактивности, карбонатности, набухаемости.

Определение подсчётных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов производится по материалам геофизических исследований скважин (ГИС), результатам изучения образцов керна, опробования пластов и испытания их в открытом стволе или в обсаженной скважине. На каждом месторождении независимо от типа залежи бурят, по крайней мере, одну базовую скважину со сплошным отбором керна по продуктивной части разреза, поинтервальными испытаниями и широким комплексом стандартных и специальные ГИС. Материалы ГИС служат основной информацией для определения объёмным методом балансовых и извлекаемых запасов нефти по промышленным категориям А, В, С1 и С2. Результаты лабораторных исследований керна используют для разработки петрофизической основы интерпретации данных ГИС и обоснования достоверности подсчётных параметров.

В общем цикле поисково-разведочных работ разведочный этап является наиболее капиталоёмким и определяет общие сроки и стоимость работ по промышленной оценке нефтяных месторождений. Размеры затрат на разведку нефтяных месторождений зависят от масштабов месторождений, степени их геологической сложности, глубины залегания, экономической освоенности района и других факторов.

Добыча нефти и газа. Карта мировых нефтяных месторождений достаточно велика, однако везде процесс добычи нефти и газа происходит с помощью скважин, которые бурятся в толще горных пород с помощью буровых установок, которые после строительства скважины демонтируют и перевозят на другое место. Ствол нефтяных и газовых скважин изнутри обсаживается специальными трубами из стали, называемыми НКТ (насосно-компрессорные трубы), через которых происходит извлечение углеводородного сырья на поверхность. Снаружи основную трубную колонну, называемую эксплуатационной, обсаживают другими обсадными трубами, которые укрепляют ствол скважины и изолируют различные земляные пласты друг от друга. Длина ствола такой выработки может достигать нескольких километров. Свободное пространство за обсадными трубами, как правило, цементируют, чтобы различные пласты горных пород не сообщались между собой. Это дает возможность предотвратить межпластовую циркуляцию воды, газов и самой нефти. Цементное кольцо, обустроенное за обсадными колоннами, с течением времени вследствие физических и химических воздействий разрушается, в результате чего возникает заколонная циркуляция. Это явление негативно сказывается на добыче черного золота, поскольку в этом случае, кроме необходимой нефти, из пласта, называемого коллектором, в ствол скважины попадают газы или воды из соседних породных слоев, причём их количество зачастую превышает объем самого нефтяного сырья.

Эксплуатация нефтегазовых скважин. Для того, чтобы добываемый ресурс вообще попал в скважинный ствол, необходимо пробить в обсадной колонне и находящемся за нею цементном слое отверстия, поскольку и обсадные трубы, и цемент изолируют продуктивный пласт от скважины. Такие отверстия проделывают при помощи специальных кумулятивных зарядов, которые пробивают не только цемент и обсадные трубы, но и образуют отверстия в самом нефтяном пласте. Этот процесс называется перфорация.

Способы добычи нефти бывают разными, и зависят от давления в продуктивном пласте. Добыча нефти ведется с помощью использования различных технологий. Нефть может самостоятельно фонтанировать, другими словами – подниматься по стволу из коллектора на поверхность без помощи насосного оборудования, вследствие низкого значения своей плотности. Если нефть добывается без применения дополнительного насосного оборудования, то такой способ нефтедобычи называют фонтанным. Суть процесса фонтанирования в том, что гидростатическое (водяное) давление в пласте на глубине достаточно высокое (к примеру, на двух километрах оно составит примерно 200 атмосфер). Этот показатель называется пластовое давление.

Поскольку плотность нефти и газа меньше, чем у воды, то на той же глубине давление в стволе скважины, которое называется забойным, составит (при плотности сырья около 800 килограмм на кубометр) будет примерно 160 атмосфер. В результате возникающей депрессии (перепаде давления) между продуктивным пластом и стволом скважины нефть и поднимается наверх. Помимо этого, в нефтях, как правило, содержатся лёгкие углеводородные соединения, которые в случае понижения давления становятся газообразными (растворенные в нефтяной смеси газы). Выделение таких газов еще больше уменьшает плотность добываемого сырья, в результате чего описанная нами выше депрессия усиливается.

Количество получаемого из скважины за сутки сырья называется дебитом скважины. Постепенно, особенно при интенсивной добыче, пластовое давление в коллектор снижается, подчиняясь закону сохранения энергии. Как результат – дебит скважины снижается, поскольку перепад давления между пластом и стволом выработки становится незначительным. Чтобы увеличить внутрипластовое давление, в коллектор с поверхности при помощи нагнетательных скважин закачивается вода. В некоторых типах коллекторов кроме нефти сразу присутствует большой объем пластовых вод, за счет расширения которых падение внутрипластового давления частично компенсируется, и необходимость дополнительной закачки воды может и не возникнуть. В любом случае, в разрабатываемые нефтенасыщенные слои коллектора, а через них – и в сами скважины, постепенно просачивается вода. Этот процесс называется обводнением, которое также вызывает снижение дебита. Это объясняется не только сокращением в добываемой смеси доли самой нефти, но и повышением значения плотности обводненной нефтяной смеси. Забойное давление в горных выработках с высокой степенью обводненности возрастает, что приводит к уменьшению депрессии. В конце концов скважина перестает фонтанировать.

Как правило, максимальное значение дебита достигается в самом начале разработки пласта, а затем, по мере выработки нефтяных запасов, дебит уменьшается, причем, чем интенсивнее происходит нефтедобыча, тем это снижение идет быстрее. Если сказать по-другому, то чем выше изначальный дебит, тем быстрее он упадет. Для того, чтобы вернуть скважине прежнюю производительность, на скважинах проводятся различные работы для того, чтобы интенсифицировать добычу. Проведение таких работ, как правило, приводит к мгновенному приросту дебита, однако после этого они начинает падать более быстрыми темпами. Чтобы увеличить дебит добывающих скважин либо с высокой степенью обводненности, либо с упавшим ниже положенного уровня пластовым давлением, либо с низким уровнем концентрации растворенных газов, используются различные технологии так называемой механизированной нефтедобычи. И главными такими способами являются методики с применением насосов различных типов, производство которых в настоящее время весьма развито.

Наибольшее распространение получили всем хорошо знакомые «качалки», которые называются штанговыми глубинными насосами (сокращенно – ШГН). Кроме ШГН на месторождениях применяют центробежные насосы с электроприводом (сокращенно – ЭЦН) и винтовые насосы. Принцип действия всех насосных добывающих методов основан на понижении значения давления в забое, в результате чего повышается депрессия и, как следствие, дебит.

Механизированный технологический процесс не является единственным выходом в случае возникновения искусственного повышения производительности скважины. К примеру, нередко применяется так называемый гидроразрыв пласта или газлифтная методика.

Гидроразрыв пласта (ГРП) – один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов.

При газлифтной или компрессорной добыче, подъем нефти осуществляется сжатым газом, который нагнетают в скважину с поверхности. Газлифтный подъемник - это колонна насосно-компрессорных труб с пусковыми и рабочими клапанами. Газ через клапаны поступает в трубы и увлекает нефть наверх. Дебит скважины регулируется изменением объема закачки газа. Устьевая арматура газлифтных скважин - та же, что и у фонтанной. Но дополнительно подводится газовая линия для закачки газа в скважину. Газлифтный способ имеет сравнительно ограниченное применение.

Важнейшей задачей при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений является максимальное извлечение из продуктивных пластов нефти. Полнота извлечения нефти из пластов характеризуется коэффициентом отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах. Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта применяют различные методы, но наибольшее применение на практике нашли такие методы, как закачка под давлением в продуктивные пласты воды или газа. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку.

Для поддержания пластового давления применяют также закачку газа в пласты. Для закачки применяют попутный (нефтяной) или природный газ. Закачку газа обычно осуществляют в повышенные части пластов для поддержания газонапорного режима эксплуатации месторождения. Закачку газа осуществляют через бывшие нефтяные скважины или специально пробуренные нагнетательные скважины. Общий объем закачиваемого в пласты газа (приведенного к пластовым условиям) должен быть равен объему вытесненной из пластов нефти. Для поддержания пластового давления необходимо закачивать в пласты значительный объем газа под большим давлением. Поэтому этот метод поддержания пластового давления применяют редко и только на конечной стадии эксплуатации месторождения в связи с большими капитальными затратами на строительство мощных компрессорных станций и дефицитностью закачиваемого газа.

Кроме закачки воды или газа в пласты на практике используют и другие методы поддержания пластового давления: обработка закачиваемой воды поверхностно-активными веществами (ПАВ), закачка в пласты углекислоты, тепловые методы. Паротепловая обработка пласта связана с закачкой в призабойную зону перегретого пара. Перегретый пар получают на передвижных паровых установках, смонтированных на шасси автомобиля, и нагнетают в скважину в течение 10-12 сут. После этого устье скважины закрывают на 2-5 сут. За это время тепло распространяется в глубь пласта. Для получения оптимального эффекта повышения нефтеотдачи необходимо закачать не менее 1000 т пара. На практике используют также закачку в пласты горячей воды.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной кислоты и плавиковой (фтористоводородной) кислоты.

Подготовка и перекачка нефти и газа. Нефтегазовые скважины оснащены специальным подземным и наземным оборудованием. К подземному относится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к наземному- оборудование устья, прискважинные установки и сооружения. После того как нефть одним из способов подняли из скважины на поверхность, она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров. Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями. А от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами. На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку, где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора.

Процесс окончательной подготовки нефти включает: дегазацию (окончательное отделение газа от нефти), обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до пункта сбора), обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания) и стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке). Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод. Замер объема сдаваемой на транспортировку нефти производится на узлах учета.

Ремонт скважин. В результате длительной эксплуатации нефтяных или газовых скважин возникает потребность в их ремонте. Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин – это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.