3.1 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ЦКРС
Существуют следующие виды организационных структур управления: линейная, функциональная, линейно-функциональная, линейно-штабная и программно-целевая.
Линейная структура характеризуется непосредственным воздействием руководителя на управляющее звено по всем функциям управления. Ему подчинены руководители и исполнители нижестоящих подразделений, а он подчинен вышестоящему начальнику. Линейная структура обеспечивает полное выполнение принципа единоначалия, повышает ответственность каждого руководителя за конечные результаты труда в его подразделении. Но вместе с тем требует от руководителя глубоких и разносторонних знаний, что при большом объеме производства и его сложности ограничивает использование такого принципа построения организационной структуры управления.
При функциональной структуре общее руководство осуществляется линейным руководителем через руководителей функциональных органов. При этом руководители специализируются по отдельным управленческим функциям.
Стремление избежать недостатков присущих линейным и функциональным структурам в их чистом виде, привело к появлению смешанных структур, примером которых является линейно-функциональная (или линейно-штабная) структура управления. Эта структура получила наибольшее распространение в управлении машиностроительными предприятиями. Она состоит в том, что линейные руководители осуществляют свою деятельность на принципах единоначалия, но для обеспечения необходимой компетентности управленческих решений при руководителе создаются функциональные подразделения (отделы, бюро, группы), которые возглавляют ведущие специалисты в определенных областях. Они выступают в качестве помощников руководителя по отдельным функциям управления, готовят решения, но принимает их руководитель — единоначальник подразделения. Преимуществом этой является повышение качества принимаемых решений и соблюдение принципа единоначалия, а недостатки состоят в тенденции к разбуханию штатов функциональных служб, к их отрыву от проблем, наиболее важных для исполнителей.
На рисунке 3.1 представлена организационная структура ЦКРС № 1 ОАО «УПНП и КРС», ниже описаны обязанности отдельных работников.
Таким образом, начальник цеха осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью цеха, обеспечивая выполнения персоналом цеха приказов и указаний руководства. Осуществление своевременного выполнения запланированных мероприятий. Обеспечение соблюдения работниками цеха трудовой дисциплины. Организует и осуществляет контроль за состоянием условий труда. Осуществляет своевременное выполнение запланированных мероприятий.
Ведущий инженер обеспечивает выполнение плановых заданий по капитальному ремонту скважин. Контролирует обеспечения бригад KPС спецтехникой, ее распределением и использованием. Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведения технологических процессов. Проведение работ по внедрению новой техники, технологии. Осуществление контроля за проведением инструктажей для рабочих.
Инженер I категории обеспечивает строгий контроль за соблюдением технологии ремонта скважин, кислотной обработки призабойной зоны, технологическими регламентами. Составляет технологический план на проведение капитального ремонта скважин. Обеспечивает своевременный входной и выходной контроль за химреагентами. Внедряет в производство эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов.
Геолог I категории обеспечивает выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Присутствует при производстве прострелочно-взрывных работ на скважине. Составляет сводные геологические и геофизические отчеты. Осуществляет контроль по организацией и безопасному ведению работ при исследовании скважин, за проведением промыслово- геофизических работ.
Геологи участвуют в разработке планов по капитальному ремонту скважин, промыслово-геофизических работ. Обеспечивают выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Анализ материалов исследований в процессе ремонта скважин. Организуют сбор и анализ информации для проведения геологических работ. Составляют недельные графики для работ партии ЛУГР.
Механик обеспечивает правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и механизмов, инструментов и приспособлений. Осуществляет контроль за соблюдением «Правил технической эксплуатации оборудования и инструментов». Обеспечивает выполнение графиков ППР и капитального ремонта оборудования. Составляет месячные и годовые заявки на оборудование и инструменты, запасные части и другие материально-технические ресурсы.
Инженер по охране труда и технике безопасности осуществляет контроль за соблюдением на объектах правил и норм безопасности, производственной санитарии. Осуществляет также периодические проверки условий труда в цехе. Контролирует за своевременностью и качеством обучения работающих безопасным методам работы. Осуществляет проверки знаний к работников цеха. Участвует в расследовании производственного травматизма. Анализирует ежемесячное общее состояние условий труда бригады, а также нарушений правил и норм безопасности.
Инженер по нормированию труда производит расчет фонда оплаты труда по установленным нормативам. Ведет учет и анализ заработной платы по профессиям. Ведет учет и отчетности по бригадам. Проводит хронометраж и фотографии с целью изучения и анализа использования рабочего времени. Оформляет документ на выплату премий, надбавок, доплат.
Техник осуществляет контроль за использованием рабочего времени в цехе и по бригадам. Принимает и проверяет табеля учета рабочего времени от мастеров. Составляет единый табель учета, баланс использования рабочего времени, фактическую расстановку численности. Под руководством инженера по нормированию выполняет необходимые расчеты по труду. Подбирает данные для оформления материалов по вопросам организации труда и заработной платы. Составляет хронометраж и фотографии использования рабочего времени.
Старший мастер КРС осуществляет руководство производственной деятельностью бригад. Обеспечивает полной загрузкой и правильным использованием оборудования. Анализирует результаты производственной деятельности бригад. Руководит сложными и особо опасными работами в бригадах.
Совместно с диспетчером ведет учет и распределение спецтехники для бесперебойной работы бригад. Контролирует состояние хранения и эксплуатации аварийного инструмента в бригадах. Проверяет соответствие выполняемой работы бригады с планом работ, наряд-заданием и технологией работ по ремонту.
Мастер KPС осуществляет руководство бригады KPC. Обеспечивает выполнение бригадой плана по ремонту скважин. Обеспечивает соблюдение технологии и качества ремонта скважин. Руководит работами со сложными и особо опасными условиями работ. Проводит инструктаж рабочим в соответствии с графиком. Обеспечивает соблюдения рабочими трудовой и производственной дисциплины. Не допускает ведения работ на неисправном оборудовании. Контролирует состояния условий труда в бригаде.
Бригада KPC выполняет технологические операции по капитальному ремонту скважин.
Мехучасток производит ремонт бригадного оборудования, сварочные работы, плотницкие работы для бригад КРС, ремонт и обслуживания ГИВ.
3.2 ОПЛАТА ТРУДА И ПРЕМИРОВАНИЕ В ЦКРС
Оплата труда
Для рабочих бригад КРС и бригад подготовки устанавливается сдельно-премиальная и повременно-премиальная система оплаты труда.
Оплата производится по часовым тарифным ставкам, утвержденным и действующим в ОАО.
Перечень работ, оплачиваемых по сдельному тарифу:
- ПЗР, ПР, переезд;
- все спускоподъемные операции;
- демонтаж, монтаж ЭЦН (кроме работ, выполняемых погружниками);
- промывка скважины;
- шаблонирование эксплуатационной колонны с промывкой;
- глушение скважины;
- все тампонажные работы кроме ожидания затвердения цемента, состава (ОЗЦ, ОЗС);
- промывка гидратной пробки, с монтажом КОПС;
- разбуривание цементного стакана (моста) с промывкой;
- подготовительные работы перед перфорацией;
- обработка призабойной зоны реагентом (ПАВ, кислота), кроме ожидания действия реагента на пласт;
- установка пластыря («Дорн»);
- ловильные работы в объеме времени,
- заказчиком;
- пропарка оборудования, очистка от грязи паром инструмента закрепленного за бригадой (выполняется по окончании КРС, но не более 4,2 часа);
- продувка трубы паром на мостках.
Оплата производится в объеме нормативного времени. Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу (но не выше нормативного времени):
- ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), ожидание затвердевания тампонажного состава (ОЗС);
- определение источника обводнения (ОИО) и профиля притока (ОПП);
- определение профиля приемистости (ОПП);
- определение технического состояния эксплуатационной колонны (ОТСЕК);
- насыщение пласта жидкостью;
- ожидание выравнивания температур;
- ожидание результатов интерпретации данных ГФО;
- комплекс перфорационно-взрывных работ с использованием кумулятивных перфораторов типа ПК-103, ПС-112, ПКС-80;
- ожидание действия реагента на пласты (кислоты, ПАВ, растворителя);
- ожидание притока жидкости;
- освоение компрессором;
- работа испытателем пластов;
- освоение пенными системами;
- работа УОС;
- уборка замазученности (не более 24 м’ в смену) при СПО с жидкостью.
По фактически отработанному времени, сдельному тарифу и расшифрованной картограмме оплачивается:
- расхаживание затянутых колонн труб;
- фрезерование, райбирование;
- подъем СБТ после фрезерования, ловильных работ с вращением инструмента;
- подъем ЭЦН, ШГН при отсутствии циркуляции и с превенторами.
Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу в объеме калькуляционного времени:
— гидродинамические исследования (КВД, КВУ);
— восстановление циркуляции.
Премирования бригад КРС и бригад подготовки производится из фонда оплаты труда.
Распределение премии между членами бригады производится с учетом коэффициента трудового участия (КТУ) каждого члена бригады, который определяет вклад каждого члена бригады в общие результаты работы. Индивидуальный размер КТУ может быть от 0 до 2.
Общая сумма коэффициентов трудового участия при распределении премии должна соответствовать количеству членов бригады.
3.3 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ НЕОБХОДИМОСТИ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ЛЯНТОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Рассчитаем чистую текущую стоимость (ЧТС) от проведенных мероприятий по зарезке и бурению боковых стволов на Лянторском месторождении.
- Прирост добычи нефти при увеличения количества скважин с применением метода зарезки и бурения бокового ствола рассчитываем по формуле:
DQ = Dq × 365 × kэ × n , (3.1)
где DQ – прирост добычи, обусловленный увеличением среднедействующего фонда скважин, тыс. т.;
365 – среднее время работы одной скважины в текущем году, сут.;
n – фонд скважин, охваченных мероприятием, скв.;
Dq – средний дебит скважин, дополнительно введенных в работу, т/сут.
Результаты расчетов по восстановленным 8 скважинам сведены в таблицу 3.1.
- Рассчитаем в стоимостном выражении:
DВt = DQ × Ц (3.2)
где Ц – цена одной тонны нефти, тыс.руб/т.
- Расчитаем амортизацию основных фондов:
А = Кк × Na/100 , (3.3)
где Кк — капитальные затраты в к-ом году, тыс.руб.;
Na – норма амортизации основных фондов, %.
- Дополнительные текущие затраты по мероприятию рассчитываются следующим образом:
D Иt = И допt + И мерt (3.4)
где И мерt — текущие затраты в t-ом году, на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.;
И допt – текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.
И допt = DQt × Сб × 0,43 (3.5)
где DQt – дополнительное извлечение нефти в t-ом году, тыс.т.;
Сб – себестоимость одной тонны нефти, руб.
- Расчет налогов производится по формуле:
DН = DНимt + DНпр , (3.6)
где DН имt – прирост налога на имущество, тыс.руб.;
DНимt = Состt × Nим / 100 , (3.7)
где С остt – остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс.руб.;
N им – ставка налога на имущество, % (равная 2 %).
С остt = S Кk – k = 1S А мк , (3.8)
Где k – количество лет проведения мероприятия по t-ий год включительно;
Кk – капитальные вложения в k-ом году, тыс.руб;
А мк – дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в в k-ом году, тыс.руб;
- Прирост потока наличности рассчитывается по следующей формуле:
D ПДНt = DВt — DИt – Кt + DНt , (3.9)
где DВt – прирост выручки от приведенных мероприятий в текущем году, тыс.руб.;
DНt – прирост величины налоговых выплат в текущем году, тыс.руб.;
DИt – прирост текущих затрат в текущем году тыс.руб.;
Кt – капитальные затраты в текущем году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб..
- Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:
ДПДНt = ПДНt × at (3.10)
Где at – коэффициент дисконтирования для текущего года.
at = (1 + Е НП)
где Е НП – нормативный коэффициент приведения.
- Накопленный дисконтированный годовой поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость и определяется по формуле:
ЧТСt = S ДПДН k , (3.12)
где k – годы проведения мероприятия до текущего года включительно.
В данном случае ЧТСt за пять лет составляет более 142640,5 тыс. рублей.
Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости показаны на рисунке 3.2.
- Анализ чувствительности проекта к риску
Методика расчета:
DQ = (Dq * Т * Кэ * n)*0,7 , тонн (3.13)
DQ = (Dq * Т * Кэ * n)*1,1 , тонн (3.14)
DВпр. = DQ * Ц*0,8 , тыс.руб. (3.15)
DВпр. = DQ * Ц*1,2 , тыс.руб. (3.16)
Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*0,9 , тыс.руб. (3.17)
Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*1,1 , тыс.руб. (3.18)
SН = (Впр. – Итек.) * 35% * 0,8 , тыс.руб. (3.19)
SН = (Впр. – Итек.) * 35% * 1,2 , тыс.руб. (3.20)
Любые мероприятия в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами, рыночными, законодательными и многими другими, то необходимо обязательное проведение анализа чувствительности вариантов строительства, реконструкции или модернизации производства.
При анализе чувствительности ЧТС выбираются интервалы наиболее вероятного диапазона измерение каждого его фактора:
- Прирост годовой добычи нефти – ЧТС (Q) — [от –30% до +10%] — данный фактор удовлетворяется;
2) Цена на нефть при ее реализации — ЧТС (Ц) — [от — 20% до +20%] дальнейшее снижение цены на нефть будет не выгодным увеличение ее объемов;
3) Текущие затраты на добычу нефти — ЧТС (И) — [от — 10% до +10%] — дальнейшее увеличение текущих затрат (повышение себестоимости нефти), делают добычу нефти не выгодной;
4) Капитальные затраты — ЧТС (К) — [от — 5% до +15%], целиком зависит от изменения (удорожания) цен на строительство;
5) Уплата налогов — ЧТС (Н) — [от — 20% до +20%], увеличение налогов отрицательно сказывается на выполнении мероприятий и всей деятельности предприятия.
Таким образом, снижение цены на нефть [ЧТС (Ц)], увеличение ее себестоимости [ЧТС (И)], капитальных затрат [ЧТС (К)] и особенно, рост налогов [ЧТС (Н)] — являются отрицательными факторами при выполнении мероприятий по реконструкции и модернизации промыслового хозяйства.
Диаграмма «Паук» указывает на полученные зависимости ЧТС от факторов — природных и рыночных (изменение годовой добычи нефти, цены на нефть, текущие затраты, капитальные затраты и налоги).
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
Охрана труда – система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
В 2004 году основой работы службы охраны труда ОАО «УПНП и КРС» явились:
Профилактическая работа, направленная на предупреждение производственного травматизма, профессиональных заболеваний.
Контроль соблюдения нормативных актов по охране труда в подразделениях общества и создания безопасных и здоровых условий труда работников.
Координация и организация работ по охране труда в цехах, бригадах и участках.
В профилактической работе приоритет отдавался работе постоянно – действующих комиссий общества и подразделений.
Для предупреждения аварий и контроля за безопасным ведением работ, службой охраны труда в течение 2004 года проведено 36 целевых проверок цехов и бригад, 28 ночных проверок бригад КРС.
С целью недопущения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов в нефтяных скважинах с работниками бригад КРС в 2004 году проведено 68 практических занятий по предупреждению НГП и ОФ.
В течение года проводилось специальное обучение мастеров, включавшее в себя вопросы по охране труда и технике безопасности.
В 2004 году службой охраны труда была проведена определенная работа по созданию безопасных и здоровых условий труда и культуры производства. Ежеквартально руководители подразделений отчитывались в проделанной работе. Постоянно контролировалось состояние дел, и принимались меры для выполнения в срок намеченных мероприятий.
В целях приведения в соответствие с нормами и стандартами производственных объектов и цехов в течение года работниками инженерного центра и Сургутской санэпидемстанции проводились замеры загазованности, запыленности, шума, освещенности и т.д.
На основании выданных рекомендаций в подразделениях была проведена работа по улучшению условий труда. Во всех подразделениях акционерного общества начата работа по аттестации рабочих.
4.1 ОХРАНА ТРУДА ПРИ БУРЕНИИ
Зарезка второго ствола в эксплуатационной колонне является новым видом технологии в ОАО «УПНП и КРС», поэтому обеспечение безопасных и здоровых условий труда возможно лишь при соблюдении требований технологической и производственной дисциплины.
Все работы по зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной скважине производиться с соблюдением действующих «Правил безопасности» и «Технологического регламента на бурение вторых стволов из обсаженных эксплуатационных скважин» утвержденного главным инженером ОАО «УПНП и КРС».
Работы по зарезке второго ствола должны производиться под руководством ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию.
С рабочими бригады провести внеочередной инструктаж «По практическим действиям бригады КРС в случае нефтегазопроявлений и открытых фонтанов» с записью в журнале «Регистрации инструктажей на рабочем месте».
Процесс по зарезке второго ствола в скважине характеризуется повышенной опасностью для работающих, поэтому должен быть разработан план ликвидации возможных аварий, в котором необходимо предусмотреть оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения по локализации, исключению загораний или взрывов.
В процессе зарезки и бурения второго ствола должны постоянно контролироваться следующие параметры:
- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;
- плотность бурового раствора;
- расход бурового раствора на входе и выходе;
- давление на манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме;
- уровень раствора в приемных емкостях при бурении на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;
- крутящий момент на роторе.
Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями.
Скорости СПО регламентируются технологическим проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления.
Для предупреждения газонефтепроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину. Режим долива определяется технологическим регламентом.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтепроявлений.
Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневание – запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.
При спускоподъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;
- находиться персоналу на столе ротора при талевой системы и работе круговым ключом.
При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных труб раскачивание талевой системы не допускается.
Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.
Опускать колонну труб на клинья следует плавно, без ударов. Если при спуске возникает посадка, то разгружать талевую систему более чем на 5 делений по индикатору веса – запрещается. В этом случае необходимо поднять колонну на 15-20м, промыть скважину, а затем продолжить спуск колонны.
Перед бурением в интервалах с возможным газопроявлением перед ведущей трубой необходимо устанавливать обратный клапан.
В процессе бурения скважины не допускается отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на + 0,02 г/см3, при фактической ее величине до 1,45 г/см3.
Запрещается оставлять бурильную колонну без движения во вскрытом пласте, в продуктивных горизонтах во избежание прихвата. Во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2-5 мин.
При повышении давления на выкиде насоса прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины промывкой с рассаживанием колонны турборотором с частотой не менее 80об/мин., не допускается натяжения колонны сверх собственного веса.
Раскрепление резьбовых соединений УБТ и замковых соединений бурильных труб ротором – запрещается.
Для предупреждения образования сальников в интервалах ствола необходимо:
- буровой раствор должен очищаться до полного удаления шлама;
- шламоуловители, вибросита, емкости поддерживать в исправном состоянии;
- бурильные трубы должны быть одного диаметра.
В процессе спуска обсадной колонны непрерывно наблюдать за характером бурового раствора из скважины. В случае падения уровня жидкости в затрубном пространстве следует непрерывно заполнять его буровым раствором.
Для предупреждения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее жидкостью, колонну необходимо держать на весу и периодически расхаживать.
После цементирования эксплуатационной колонны необходимо загерметизировать устье скважины и создать избыточное давление в затрубном пространстве во время ОЗЦ.
Разбуривание цементных стаканов в колонне без установленного противовыбросового оборудования – запрещается.
Перед проведением геофизических работ бригадой КРС проверяется:
- состояние бурового оборудования, при неисправном оборудовании запрещается проводить геофизические работы в скважине;
- работа и состояние противовыбросового оборудования;
- превентор должен быть опрессован на максимально ожидаемое давление, а на крестовине фонтанной арматуры должна быть установлена задвижка;
- наличие бурового раствора и его уровень в скважине;
- степень освещенности рабочих мест в опасной зоне;
- наличие и пригодность площадок для размещения геофизического оборудования.
При переливе бурового раствора из скважины геофизические работы прекращаются и принимаются меры по герметизации устья скважины.
Для предупреждения газонефтепроявлений должны приниматься следующие меры:
- вскрытие газового горизонта и последующее углубление скважины запрещается при отсутствии в компоновке низа бурильной колонны шарового или тарельчатого клапана, а под ведущей трубой шарового клапана;
- перед началом бурения и после него, а также в отдельных интервалах производится ее безостановочная промывка продолжительностью не менее одного цикла;
- если в процессе промывки или бурения скважины наблюдается постоянное поступление газа в буровой раствор, то подъем бурильной колонны из скважины – запрещается.
Устье скважины немедленно герметизируется при:
- обнаружении перелива бурового раствора из нее;
- отсутствие циркуляции в скважине;
- повышении уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или промывки;
- поглощении бурового раствора.