Отчет о пройденной практике. отчет по практике. Отчет по производственной практике по специальности 21. 01. 03 Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин
 Скачать 1.75 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации и Удмуртской Республики Автономное профессиональное образовательное учреждение Удмуртской Республики Отчет по производственной практике по специальности 21.01.03 «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин» по профессиональным модулям МДК.01. Технология буренияМДК.02. Эксплуатация скважинМДК.03. Эксплуатация бурового оборудованияГруппа: 33 Отчет выполнил студент: Глазырин Александр Валерьевич _________ Руководитель практики: Проверил руководитель практики от образовательной организации: .__________________ Дата рецензирования: «___» __________20___г. (подпись руководителя практики) В результате рецензирования получил оценку (зачет, не зачет):_________________, имеются замечания_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Отчет о практике принял(а) _______________________________ Дата принятия: «__» ________2021г. Рег.№__________________________ Ижевск 2021г. Содержание Введение…………………………………………………………………................. 1. Краткая характеристика объекта практики……………………………………. 2.Геологические запасы………………………………………………………….. 2.2 Описание выполняемых работ……………………………………………. 3. Заключение……………………………………………………………………... 4.Список используемой литературы.……………………………………………. ВВЕДЕНИЕ Закрытое Акционерное Общество “Удмуртнефть-бурение”. Адрес: 426039, республика Удмуртия, город Ижевск, Новосмирновская улица, 24.Организация ЗАО “Удмуртнефть-бурение” зарегистрирована 4 сентября 1998 года, по адресу 426039, республика Удмуртия, город Ижевск, Новосмирновская улица, 24. Юридическому лицу присвоены ОГРН 1021801589040, ИНН 1834021289, КПП 18400100. Основной вид деятельности –«Предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата.» Руководитель: Общество с Ограниченной Ответственностью "РН-БУРЕНИЕ"Компания ЗАО “Удмуртнефть-бурение” принимала участие в 26 торгах из них выиграла 14. Основным заказчиком является ООО “РН-Бурение”. В судах организация выиграла 18% в качестве истца и 16% в качестве ответчика, проиграла 7% в качестве ответчика и 5% в качестве истца. На рынке более 20 лет. Эксплуатация взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности. Организационно-правовая форма (ОПФ) –Закрытое Акционерное Общество. Учредители компании: ОАО “Удмуртнефть” (доля участия 100%). Введение Цели производственной практики.Целью моей производственной практики закрепление теоретических знаний, полученных во время аудиторных занятий и учебных практик. Приобретение общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций, путем непосредственного участия в производственной деятельности организации ЗАО «Удмуртнефть - бурение», а также преобщение к социальной среде. Задачи практики включают: получение и освоение рабочей профессии: «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин» квалификации помощник бурильщика эксплуатационного разведочного бурения скважин на нефть и газ(второй) получение навыков практической работы в качестве «бурильщика эксплуатационных и разведочных скважин» получение навыков решения практических задач 1. Краткая характеристика объекта практики1.1 О предприятииЗАО «Удмуртнефть – бурение» зарегистрирована 4 сентября 1998 года. Регистратором: Межрайонная инспекция ФНС России № 8 по Удмуртской Республике. Юридический адрес: ЗАО «Удмуртнефть - бурение» - 426039, республика Удмуртия, город Ижевск, Новосмирновская улица, 24. Основной вид деятельности –«Предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата». Организации Закрытое Акционерное Общество «Удмуртнефть - бурение» присвоены ОГРН 1021801589040, ИНН 1834021289, КПП 184001001.2 Общие сведения о месторождении.Мишкинское месторождение нефти было открыто в 1966 году. Оно расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в60 километрахк северо-востоку от города Ижевска, севернее города Воткинска. На территории месторождения находятся населенные пункты – это деревни Мишкино, Сибино, Бычи. Население, в основном, русские и удмурты.  Рис.1 - Схема расположения месторождения . Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка и Сива. В орогидрофическом отношении – это холмистая местность, расчлененная многочисленными оврагами, балками и долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180 метров на юге до 180-250 метров на севере. Южнее месторождения расположен Воткинский пруд с площадью зеркала 1880 га. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельхозугодиями. В близлежащих к площади пунктах имеются лесоразработки и торфодобыча для местных нужд. В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд и леса I категории, река Вотка, (рисунок 2). Кроме того, граница водоохранных зон составляет: Воткинский пруд - 500 метров, Пихтовские пруды - 300 метров, река Вотка – 200 метров. Бурение под охранные зоны в настоящее время затруднено из-за невозможности получить от государства разрешение на подготовку кустов, расположенных в этих зонах.  Рис 2 - Схема расположения природоохранных зон. Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2°С, морозы в январе-феврале иногда достигают –40°С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 метра, толщина снегового покрова в марте достигает 60-80 сантиметров. Площадь месторождения связана с городом Ижевском железной дорогой Ижевск-Воткинск и шоссейной дорогой областного значения Ижевск-Воткинск-Шаркан. С рекой Камой месторождение связанно шоссейной дорогой Воткинск-Чайковский. Судоходство по крупнейшей водной магистрали Европейской части России реке Каме производится в течение 6-6,5 месяцев. В экономическом отношении район сельскохозяйственный, большая часть занята пашнями, а склоны оврагов покрыты травянистой растительностью и кустарниками. Промышленность: легкая, машиностроительная, металлургическая концентрируется в городе Воткинске. Имеются предприятия по лесоразработки и торфодобычи. Воткинский район располагает месторождениями строительных материалов: кирпичные глины, песчано-гравийные смеси, строительного песка. Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведет Воткинское нефтегазодобывающее управление. Водозабор для целей поддержания пластового давления расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения — подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на установка подготовки нефти №2 «Мишкино», которая расположена на территории Мишкинского месторождения. Геологическое строение Мишкинскогоместорождения . Мишкинская зона поднятий расположена в южной части Верхне-Камской впадины. В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок низшего порядка. К северо-западу от Мишкинской площади расположено Чутырско-Киенгопское месторождение, а восточнее – Ножовская нефтеносная зона.  Рис.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез. На Мишкинском месторождении в верейском горизонте московского яруса четко выделяются два продуктивных пласта В-II и В-III, сложенных карбонатными отложениями. Пласты разделены непроницаемой пачкой аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 1,2 метра до 2 метров. Тип коллектора поровый, залежи пластово-сводовые (рисунок 4).  Рис 4 - Схематический геологический профиль отложений верейского горизонта. Залежь нефти пласта В-II единая на всех поднятиях Мишкинского месторождения и имеет уровень ВНК на абсолютной отметки -1040 метров. Пласт B-II представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенными, органогенно-детритовыми, реже мелко-тонко-зернистыми. Тип коллектора поровый. Пласт достаточно однороден как по простиранию, так и по разрезу, хорошо выдержан и лишь в отдельных скважинах расчленяется на 2-3 прослоя с появлением в разрезе плотных известняков и частичным замещением пористых разностей. Общая толщина пласта составляет 6,2 метра, эффективная толщина пласта колеблется от 1,2 метра до 5,2 метров в среднем составляя 3,5 метра. Средневзвешенный по толщине коэффициент пористости составляет 0,18, коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,73. Площадь нефтеносности по пласту В-II верейского горизонта 140551,2 тысяч метров2(рисунок 5). Пласт B-III представлен известняками органогенно-обломочными, органогенными, органогенно-детритовыми. Тип коллектора поровый, в известняках органогенно-детритовых наблюдается минеральные вертикальные микротрещины шириной до 0,2 миллиметра, выполненные кальцитом. Общая толщина пласта 6,4 метра. Эффективная толщина колеблется от 0,6 метра до 2,5 метра, в среднем составляя 1,9 метра. В целом для верейского объекта разработки суммарная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,5 метров, коэффициент расчлененности равен 3,18, песчанистости 0,42, средняя проницаемость 0,124 мкм2. Башкирский ярус. Башкирский ярус представлен известняками серыми, светло- и темно-серыми, прослоями глинистыми (на границе с верейскими отложениями). Пористые разности известняков в разрезе распределены неравномерно, невыдержанные как по простиранию, так и по разрезу и образуют сложную гидродинамическую систему в общей массе карбонатных пород. Продуктивные отложения башкирского яруса отделены от продуктивных отложений верея слоем непроницаемых аргиллитов толщиной 1,8-2,2 метра. В верхней части яруса преобладают плотные разности известняков, в нижней же его части более высокопористые. Пористость чаще всего вторичная, иногда наблюдаются каверны размером 1-2 миллиметра, в отдельных образцах керна в органогенных известняках наблюдается незначительная трещиноватость. Тип коллектора в башкирских отложениях поровый (органогенные известняки), реже порово-трещинный (органогенно-детритовый тип известняка). Мишкинское месторождение структурная карта по кровле пласта B-II Рисунок 5. Мишкинское месторождение структурная карта по кровле пласта B-II верейского горизонта. Известняки заметно изменены постседиментационными процессами. Общая толщина в среднем 31,6 метра. Пористые участки обычно маломощны и составляют 35-50% по массе. Толщина отдельных проницаемых прослоев, колеблется в широких пределах от 0,4 до 4,6 метров. Рисунок 5 - Площадь нефтеносности по пласту В-II верейского горизонта 140551,2 тысяч метров2  Рисунок 5 Площадь нефтеносности Башкирский ярус. В разрезе башкирского яруса по материалам гидродинамических исследований скважин достаточно четко выделяются семь проницаемых пластов A4-1-A4-7, каждый из которых в свою очередь представлен двумя, тремя, реже четырьмя проницаемыми пропластками (рисунок 6). Нефтенасыщены на Мишкинском месторождении лишь пласты А4-1-А4-5, пласты А4-6-А4-7 водонасыщены. Пласты разделены перемычками уплотненных карбонатов толщиной 0,4-1,6 метра. Данное месторождение представляет интерес для его максимальной разработки и полную добыче углеводородов. Для государство, это несомненно интересное полезное месторождение. К тому же географическое расположение данного месторождения представляет интерес добытчиков углеводородов.  Рисунок 6 - Схематический геологический разрез отложений башкирского яруса Уровень ВНК башкирской залежи залегает наабсолютная отметка -1046 метров, -1044 метра (Воткинское поднятие), -1046 метров и -1064 метра (Черепановское поднятие). Визейский ярус Нефтеносность доказана по пластам С-II, C-III, C-IV – тульский горизонт и С-V, С-VI, C-VII – бобриковский горизонт. Терригенные отложения визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. В верхней части яруса (тульский горизонт) преобладают глинистые разности, в нижней (бобриковский горизонт) – песчаники и алевролиты. Пласты коллекторы в пределах площади невыдержанны как по площади, так и по литологии. На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми алевролитами. В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса составляет 37 метров, при изменении от 35 метров до 43 метров, средняя эффективная толщина 9,8 метра, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 4,8 метра (рисунок 7). Средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составляет 20 %, нефтенасыщенность 71 %. Уровень ВНК на абсолютной отметке -1311,5 метров , -1327,5 метра.  Рисунок 7 - Схематический геологический разрез отложений визейского яруса. Турнейский ярус. Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов. Глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти малевско-упинского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт Т-3, пласты Т-1 и Т-2 сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36 метров, залегающему в кровле малевско-упинского горизонта. Пласт довольно хорошо выдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,4 метра. Покрышкой служат аргиллиты подошвы черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 метра до 8,0 метров, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низко проницаемых пород толщиной 3-10 метров, отделяющий его от пластов Т-5, Т-6. Однако анализ кернового материала из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении института, о наличии в нем трещиноватости. Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Пористость в среднем составляет 16%, проницаемость – 0,213 мкм2.  Рисунок 8 - Схематический геологический разрез отложений турнейского яруса Таблица 4 - Показатели разработки по Мишкинскому месторождению    Рисунок 9.Основные показатели разработки Мишкинского месторождения (дебит, фонд)  Рис. 10 - Основные показатели разработки Мишкинского месторождения 2.1 Геологические запасыСвойства и состав нефти газа, конденсата и воды Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях объединенное акционерное общество “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”. Нефть верейского горизонта. Для пласта В-II плотность нефти в пластовых условиях составила 0,8828 тонн/метров3, вязкость нефти в пластовых условиях 16,9 мПа×с, объемный коэффициент 1,056, газосодержащие 21,6 метров3/тонну. Нефть башкирского яруса. Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях 0,8851 тонна/метр3, давление насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент от 1,032, вязкость нефти в пластовых условиях 21,3 мПа×с, газосодержащие 14,82 метр3/тонну. Нефть турнейского яруса. По своим физическим свойствам нефть не отличается от нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения, поэтому ее параметры в пластовых условиях характеризуются по аналогии с параметрами нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения. Нефть характеризуется как тяжелая, (среднее значение плотности в пластовых условиях 0,9134 тонна/метр3), высоковязкая, с небольшим газ содержанием. Таблица 1 - Параметры нефти
Из данных таблицы №1 можно сделать вывод о закономерности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания или возраста объектов, их содержащих. Так нефти турнейского пласта, по сравнению с верейскими, более тяжелые, в них меньше светлых фракций, они более вязкие. С возрастанием глубины также уменьшается газосодержащие (и, следовательно, уменьшается объемный коэффициент нефти) и увеличивается давление насыщения из-за увеличения содержания азота в попутном (растворенном) газе. Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 33,17%, башкирского яруса - 39,29%. Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,181, более высокое содержание азота (64,61%), небольшое содержание углеводородов. Попутный нефтяной газ Мишкинского месторождения содержит большое количество инертных, негорючих составляющих, поэтому он утилизируется в атмосферу с помощью факелов. Пластовые воды рассматриваемого месторождения характерны для региона в целом, и для московских, башкирских, визейских и турнейских отложений являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не отмечается, за исключением уменьшения вязкости в пластовых условиях с возрастанием глубины из-за повышения температуры. Средняя плотность пластовых вод 1,17 грамм/сантиметр³, а минерализация — 260 грамм/литр. Газовый фактор пластовой воды незначителен, а растворенный газ в основном представлен азотом. По товарным качествам нефти Мишкинского месторождения характеризуются как тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые. Запасы нефти Мишкинского месторождения утверждены государственная комиссия по запасам Союза Советских Социалистических Республик(протокол № 5992 от 1970 года), отдельно по двум поднятиям (Воткинское, Черепановское). Начальные запасы нефти, утвержденные протоколом государственно комиссии по запасам № 5992 и в целом по месторождению составляли 206761 тысяч тонн геологических и 74286 тысяч тонн извлекаемых, в том числе по категориям: 44306 тысяч тонн геологических и 16066 тысяч тонн извлекаемых категории B; 123769 тысяч тонн геологических и 45014 тысяч тонн извлекаемых категории С1; 38686 тысяч тонн геологических и 13206 тысяч тонн извлекаемых категории С2.По результатам выполнявшихся в процессе разработки месторождения работ. Остаточные запасы нефти по состоянию на 01.01.2014 год в целом по месторождению составляют: 142 535 тысяч тонн геологических и 35 540 тысяч тонн извлекаемых категории B+C1, 38 686 тысяч тонн геологических и 13 206 тысяч тонн извлекаемых категории С2. Накопленная добыча нефти на 31.12.2015 год составила 28 649 тысяч тонн. Таблица 2 - Начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов.
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Черепановского поднятия основывается на лабораторном изучении керна поднятого из пробуренных объединенное акционерное общество "Удмуртнефть" 19 скважин, а также на результатах исследований керна из 17 скважин, пробуренных трестом "Удмуртнефтеразведка". Из них скважины 247р,249р, 250р, 251р, 252р, 253р, 255р пробурены объединенное акционерное общество "Удмурнефть" непосредственно в районе поднятия, а остальные находятся на части Воткинского поднятия, расположенной около Черепановского купола. Следует отметить, что в материалах результатов исследований треста "Удмуртнефтеразведка" представлена проницаемость образцов керна, измеренная в основном в направлении, перпендикулярном напластованию, а в данных лаборатории петрофизики "Удмуртнефть" больший объем составляют результаты, полученные при измерении проницаемости в направлении, параллельном напластованию горных пород. Это позволяет сравнить фильтрационные характеристики пластов в различных направлениях. Соотношение коэффициентов газопроницаемости вдоль напластования и перпендикулярно напластованию для коллекторов верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов составляют соответственно 1,14,1,78 и 1,62. Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками различными по структуре: средне-мелкокомковатыми с детритом, в различной степени доломитизированными. Комочки сложены микрозернистым кальцитом с отдельными ромбоэдрами доломита. Цемент скудный, регенерационно-порового или порового типа, кальцитового совместно с доломитовым состава. Поры размером от 0,015 до 1 миллиметра, чаще 0,05 – 0,25 миллиметров, округлые, прямолинейные. Таблица 3 - Начальные извлекаемые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов.
Продуктивные отложения башкирского яруса сложены коричневато-серыми фораминиферово-сгустковыми пористыми известняками и известняково-раковинными песчаниками. Поровое пространство сформировано порами размером 0,025-0,5 миллиметра внутри и межфрагментными, сообщающимися. Цемент скудный, кальцитовый, порового типа. В известняково-раковинных песчаниках обломочная часть (60-80%) представлена окатанным детритом, частично перекристализованным тонкозернистым кальцитом, иногда доломитом. Обломки сцементированы тонкозернистым доломитом порового типа и средне-крупнозернистым доломитом регенерационно-базального типа. Поры распределены неравномерно, дветретьих из них крупные (0,15-1,5 миллиметра), меж фрагментные, овальной и полигональной формы, третья часть пор – внутри фрагментные, размером 0,02-0,1 миллиметра, не сообщающиеся. Слабо пористые известняки детрита-комковатые. Поры в основном меж фрагментарные, полигональные, размером 0,04-0,12 миллиметра. Цемент кальцитовый с ромбоэдрами доломита крустификационно-порового типа. Продуктивные отложения верейского горизонта сложены известняками коричневато-серыми мелкокомковатыми, реже средне-комковатыми с прослоями известняково-раковинных песчаников. В мелкокомковатых разностях известняков поры в основном межфрагментарные разнообразной формы, сообщающиеся, размером 0,025-0,3 миллиметра. Цемент кальцитовый тонкозернистый, реже доломитовые тонко-мелкозернистый базально-порового или порово-регенерационного типа в комбинации с регенерационным. В крупно комковатых известняках размер пор до 0,45 миллиметра; цемент кальцитовый порово-пленочного и типа, участками ангидритовый регенерационного типа. В известняково-раковинных песчаниках поры меж фрагментные округлые с неровными изрезанными краями, размером 0,06-0,25 миллиметров, сообщающиеся и мелкие (0,015-0,05 миллиметра) округлые внутри фрагментные. Цемент – тонкозернистый кальцит крустификационного типа и средне-крупнозернистый доломит в комбинации с гидрослюдой регенерационно-базального типа. 2.2 . Описание выполняемых работВ ходе прохождения производственной практики на предприятии ЗАО «Удмуртнефть-бурение» меня ознакомили со следующими видами и этапами преддипломной практики: введением технологического процесса бурения на скважинах, эксплуатацией и испытанием скважин , а так же технической эксплуатацией и ремонтом бурового оборудования. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют вращательный метод, при котором скважина как бы высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струёй бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное –двигатель находиться на поверхности и приводит во вращение долото на забое колонной бурильных труб и бурение с забойным двигателем (гидравлическим или при помощи электробура) – двигатель переносится к забою скважины и устанавливается над долотом. Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъём бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранять стенки скважин от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняют следующие вспомогательные работы: Отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т.п. В случае аварии или осложнения (поломка бурильных труб, прихват инструмента и т.д.) возникает необходимость в дополнительных (аварийных) работах. Испытание или опробование пластов должно проводиться при наличии акта готовности скважины к выполнению этих работ. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. Технологический процесс ремонта представляет собой комплекс технологических и вспомогательных операций по восстановлению работоспособности оборудования, выполняемых в определенной последовательности и включает в себя: приемку оборудования в ремонт; моечно-очистные операции; разборку оборудования на агрегаты, сборочные единицы и детали контроль, сортировку и ремонт деталей, их комплектацию; сборку сборочных единиц, агрегатов и оборудования в целом; обкатку и испытание оборудования после сборки; окраску и сдачу оборудования из ремонта. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В период прохождения производственной практики ЗАО «Удмуртнефть-бурение» на Мишкинском месторождении мною были изучены вопросы организационной структуры предприятия, должностные обязанности. Я ознакомился с нефтепромысловым оборудованием, с системой сбора и подготовки нефти и технологическими процессами непосредственно в производственных условиях. Главными задачами предприятия – это поддержание заданного режима бурения скважин и увеличение объёма добычи. Во время прохождения практики, был выполнен ряд основных трудовых процессов, которые входят в обязанности "Бурильщика эксплуатационных и разведочных скважин". За этот период было выявлено, что данное предприятие является процветающим, благодаря потребности современного мира в таких ресурсах, как нефть и газ, а так же предприятие является финансово устойчивым, о чём свидетельствует хорошая оплата труда, периодическая выплата премий и карьерный рост сотрудников. В результате прохождения практики были выполнены основные цели и задачи, поставленные программой практики. Были изучены аспекты и тонкости работы, выработаны навыки и умения, необходимые для работы на предприятии в качестве "Брильщика эксплуатационных и разведочных скважин". СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений М., Недра, 1989. Гиматутдинова Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974. Истомин А. З., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М.,: Недра, 1979. Инструкции по охране труда для рабочих цеха добычи нефти и газа. Уфа, 1998. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1989. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. М., Недра, 1974 Производственный материал ООО НГДУ « Арланнефть» .2009 2010. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М., Недра, 1979. Шматов В.Ф. , Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности М., Недра, 1990 . | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||