Тимьян ползучий (чабрец)

  • Вид работы:
    Доклад
  • Предмет:
    Биология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    122,53 kb
  • Опубликовано:
    2009-01-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Тимьян ползучий (чабрец)
















Тема

Организация строительства нефтяной эксплуатационной скважины

на Бухаровском газоконденсатном месторождении

ОГЛАВЛЕНИЕ

1.   ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

.     ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

2.1        Организационно-правовая форма и структура управления предприятием

.2          Организация работы вспомогательных подразделений

3.   ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1        Расчет основных технико-экономических показателей

.2          Сметно-финансовые расчеты

.3          Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.     
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ


В административном отношении Бухаровское газоконденсатное месторождение расположено на территории муниципального образования Бисертское, Нижнесергинского района Свердловской области, практически в центральной части Бухаровского лицензионного участка и листа.

В тектоническом плане Бухаровское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной покровно-складчатой антиклинальной структуре расположенной в пределах Бухаровского вала входящего в Шамарско-Артинскую структурную зону, находящейся в восточной части Юрюзано-Сылвинской депрессии Предуральского передового (краевого) прогиба (Западно-Уральская складчато-надвиговая зона).

В плане нефтегазогеологического районирования месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в пределах Предуральского прогиба.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция - на востоке ограничена Уралом, на юге - Прикаспийской впадиной, на севере - Тиманским кряжем, на западе - Сысольским, Котельническим, Токмовским сводами и Воронежским массивом. Общая площадь 700 тыс. км². Открыто свыше 900 нефтяных и 50 газовых месторождений. Промышленные залежи приурочены к отложениям девона, карбона и перми. Главные месторождения: Ромашкинское, Оренбургское, Туймазинское, Шкаповское, Арланское и др.

Бухаровское газоконденсатное месторождение было открыто в 1969 г. на выявленной по материалам геологической съемки 1946 - 1947 гг. одноименной площади. Первооткрывательницей является параметрическая скв. 104, из которой при испытании мячковских отложений среднего карбона был получен промышленный приток газа дебитом 279,5 тыс. м3/сут. через 13 мм диафрагму.

До окончания разведки в 1976 г. на месторождении пробурили семь глубоких скважин (скв. 10, 104 - 106, 132, 133, 135), из числа которых скв. 10 вскрыла разрез среднерифейских отложений.

Детальные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, проведенные в последние годы (2006 - 2007 гг.) в пределах Бухаровского месторождения, а также южнее и севернее его, позволили детализировать геологическое строение месторождения и дать приемлемое объяснение особенностям тектонического строения продуктивных горизонтов. Данное обстоятельство позволяет предполагать, что на месторождении существуют достаточные резервы для увеличения промышленных запасов свободного газа и нефти.

На территории европейской части Свердловской области, сегодня известны два мелких нефтяных и два мелких газовых месторождения. Геологоразведочные работы на нефть и газ, возобновленные здесь после длительного перерыва, ведутся сравнительно низкими темпами, несмотря на благоприятные орографические и климатические условия и достаточно хорошо развитую инфраструктуру.

Актуальность работ вызвана необходимостью увеличения сырьевой базы ОАО «Уралнефть» в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Проведение геологоразведочных работ на Бухаровском месторождении позволит оценить перспективы нефтегазоносности на Бухаровском лицензионном участке, произвести качественную и количественную оценку ресурсов (запасов) углеводородного сырья на первоочередных подготовленных перспективных структурах и перевести часть их в промышленную категорию.

Целевым назначением проектируемых на Бухаровском газовом месторождении работ является разведка залежей газа в отложениях мячковского горизонта и башкирского яруса среднего карбона для последующего подсчета запасов по категориям С2 и С1.

Скважина № 138 закладывается в присводовой части северного локального поднятия Бухаровской структуры. Проектная глубина по вертикали 2700 м, проектный горизонт Мячковский ярус среднего карбона.

Для района, на котором располагается Бухаровское месторождение, характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

Рис. 1. Обзорная карта месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Талица 1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение

Глубина залегания

Толщина, м

Элементы залегания по подошве, градус

Горная порода

Коэффициент увеличения объема ствола

название

индекс

От (верх)

до(низ)


угол

азимут

краткое название

% в интервале

стандартное описание породы (структура, текстура, минеральный состав)


 

Четвертичная система

Q

0

10

10

Нет данных

Нет данных

Пески Супеси Суглинки

30 35 35

Пески, глины, супеси и суглинки с обломками коренных пород

>1.3

 

Пермская система Нижний отдел Сакмарский+артинский ярусс

Р1s-ar

10

2015

2005

То же

То же

Аргиллиты Алевролиты Песчаники

40 35 25

Переслаивание аргиллитов, алевролитов и полимиктовых песчаников с редкими прослоями известняков, мергелей, гравелитов и конгломератов

1.2

 

Ассельский ярус

Р1a

2095

80

-"-

-"-

Известняки

100

Известняки глинистые

1.2

 

Каменноугольная система Верхний отдел

С3

2095

2185

90

-"-

-"-

Аргиллиты Алевролиты Известняки

50 25 25

Аргиллиты с прослоями алевролитов и глинистых известняков

1.3

 

Средний отдел Московский ярус Мячковский горизонт

С2

2185

2605

420

До 13

300-320

Известняки

100

Известняки преимущественно детритовые, прослоями глинистые, местами окремнелые

1.1

 

Подольский горизонт

С2pd

2605

2700

95

То же

То же

Известняки Доломиты

80 20

Известняки местами глинистые, участками окремнелые с прослоями доломитов

1.05



1.      2.      ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ


К сегодняшнему дню открытое акционерное общество «ООО Буровые системы» включает в свой состав помимо самого объединения еще 5 структурных подразделений, дополняющих друг друга и работающих в одном слаженном ритме:

1. Цех связи;

2. Цех по добыче нефти и газа;

3. Удмуртское управление буровых работ;

4. Управление технологического транспорта и спецтехники;

5. Базу производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования;

6. Строительство вертикальных, наклонно-направленных глубоких скважин с горизонтальным окончанием;

7. Бурение наклонных стволов скважин с помощью телеметрических систем;

8. Испытание скважин в колонне обсадных труб и в открытом стволе;

9. Ремонт забойных двигателей;

10.Монтаж буровых установок, привышечных сооружений, бурового оборудования;

11.Оказывает консультативные услуги.

К вспомогательному производству, выполняемому силами работников «ООО Буровые системы», относятся следующие виды работ:

1.   Бурение скважин на воду;

2.      Исследование скважин;

.        Монтаж-демонтаж буровых установок;

.        Ремонт труб и турбобуров;

.        Ремонт и обслуживание электросетей;

.        Паро- и водоснабжение;

.        Работы в лаборатории глинистых растворов;

2.1 Организационно-правовая форма и структура управления предприятием


Производственная структура и структура управления (линейно-функциональная) «ООО Буровые системы»

Аппарат управления:

1.   Начальник управления;

2.      Главный инженер;

.        Заместитель начальника управления;

.        Заместитель главного инженера по охране труда и охране окружающей среды.

Аппарат при руководстве:

1.   Инженер по автоматизированным системам управления производством;

2.      Заведующий хозяйством;

.        Секретарь-машинистка.

ПТО - производственно-технологический отдел:

1.   Главный технолог (начальник отдела);

2.      Инженер-технолог 1-ой категории (кривильщик);

.        Инженер по бурению 2 чел.;

.        Инженер по проектно-сметной работе.

Проводит все технико-технологические мероприятия, по которым осуществляется бурение (составление всех планов, которыми руководствуются буровые мастера; составление технической части ГТН, режимно-технологических карт и лимитов), осуществляет ежесуточный контроль за проводкой скважины, расследует аварии, составляет план ликвидации аварий, оформляет заявки на материалы и т.д.

Планово-экономический отдел и группа труда и заработной платы:

1.   Начальник ПЭО и группы труда и заработной платы;

2.      Инженер по организации и нормированию труда 1-ой категории;

.        Инженер по организации и нормированию труда 2-ой категории;

.        Экономист 1-ой категории (сметчик);

.        Экономист 2-ой категории (составление отчетов).

Рассчитывает основные показатели деятельности подразделения, показатели использования основных фондов, определяет себестоимость работ и выплачиваемые налоги, решает вопросы оплаты и нормирования труда и т. д.

Геологический отдел:

1.   Главный геолог - начальник отдела;

2.      Геолог 2-ой категории;

.        Геолог 2-ой категории.

Получает от объединения геологическое задание, карту месторождения, геологический разрез и т.д., на основе чего составляет геологическую часть ГТН.

Отдел кадров:

1.   Начальник отдела кадров;

2.      Инженер по подготовке кадров.

Осуществляет набор кадров, заключает трудовые договора и т.д.

Энергомеханический отдел:

1.   Главный механик - начальник отдела;

2.      Главный энергетик;

.        Инженер-механик 1-ой категории;

.        Инженер-механик 2-ой категории;

.        Инженер по ремонту 1-ой категории.

Осуществляет контроль за состоянием и количеством действующего оборудования, составляет план-графики планово-предупредительных ремонтов, расследует причины поломок оборудования, решает вопросы энергоснабжения и т.д.

Группа охраны труда и техники безопасности:

1.   Инженер по охране труда;

2.      Инженер по технике безопасности.

Решает все вопросы, связанные с охраной труда и техникой безопасности, проводит все виды инструктажа, ежегодно принимает экзамен на знание техники безопасности при работе на буровых у работников буровых и т.д.

Бухгалтерия:

1.   Старший бухгалтер;

2.      Заместитель старшего бухгалтера;

.        Бухгалтер 2-ой категории;

.        Экономист по финансовой работе;

.        Бухгалтер без категории 2 чел.;

.        Кассир.

Группа по материально-техническому обеспечению:

1.   Инженер по комплектации оборудования 2-ой категории.

2.2 Организация работы вспомогательных подразделений


Районная инженерно-технологическая служба - 117 человек, из них ИТР и руководителей:

Буровые мастера:

1.   Мастер буровой 4 чел.;

2.      Помощник бурового мастера 4 чел..

Специалисты:

1.   Начальник РИТС;

2.      Заместитель начальника;

.        Мастер буровой;

.        Мастер по сложным работам в бурении скважин;

.        Начальник смены;

.        Геолог 2-ой категории;

.        Гидрогеолог;

.        Инженер-механик.

Вышкомонтажный цех - 37 человек, из них ИТР и руководителей:

Прорабы:

.     Производитель работ 2 чел..

Специалисты:

2.   Начальник цеха;

3.      Производитель работ;

.        Инженер-энергетик.

База производственного обслуживания - 83 человека, из них ИТР и руководителей:

Руководство:

1.   Начальник базы;

2.      Заведующий складом;

.        Экспедитор.

Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования, труб и турбобуров:

1.   Начальник цеха.

2.   Механик по ремонту бурового оборудования 3 чел..

Участок по ремонту труб и турбобуров:

3.   Заведующий площадкой;

4.      Мастер участка.

Цех электрооборудования и энергоснабжения:

1.   Начальник цеха.

Участок по ремонту и обслуживанию электрооборудования:

2.   Энергетик участка.

Участок по производству и обработке химических реагентов:

3.   Начальник участка.

Лаборатория глинистых растворов:

4.   Техник-лаборант 1-ой категории.

Наименование должностей руководителей, специалистов и других служащих организации и разделение обязанностей между ними на предприятии производится в соответствии с «Квалификационным справочником должностей руководителей, специалистов и других служащих», изданным Министерством труда и социального развития РФ в 2000 году. Тарификация же работ и присвоение разрядов рабочим производится по выпуску 6 ЕТКС работ и профессий, рабочих за 2001 год (разделы: «Бурение скважин» и «Добыча нефти и газа»).

3.     
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


3.1 Расчет основных технико-экономических показателей


На основании приведенных данных было определено нормативное время на выполнение отдельных процессов и операций: определены затраты времени на бурение, спуско-подъемные операции, вспомогательные процессы (установку кондуктора, технической и эксплуатационной колонны, промыслово-испытательные работы и т.д.). Продолжительность строительства скважины определяется как совокупность затрат времени на всех этапах цикла строительства. Определены суммарные затраты времени на сооружение всей скважины, а также механическая, рейсовая, техническая и парковая скорости, нормативная производительность.

В соответствие с результатами составленной нормативной картой общее время на бурение и крепление составляет 88,7 суток, с учетом времени ремонтных работ и смены вахт.

Плановое время бурения и крепления скважины учитывает потери времени на ликвидацию осложнений и рассчитывается по формуле

,         (1)

где k - переводной коэффициент нормативного времени в плановое; ТПЛ - плановое время бурения и крепления, сут.; ТНОР - нормативное время, сут.

Расчет нормативного времени на механическое бурение произведен в «ООО Буровые системы» с учетом местных норм времени на механическое бурение.

Плановое время бурения и крепления будет равно

.

Таблица 2. Поинтервальная продолжительность строительства скважины

Цикл строительства

Нормативное время, сут

kпер

Плановое время, сут

1. Подготовительные работы к строительству

4

1

4

2. Строительно-монтажные работы

33

1

33

3. Бурение: - направление - кондуктор - промежуточная колонна - эксплуатационная колонна Крепление: - направление - кондуктор - промежуточная колонна - эксплуатационная колонна

74,78 1,26 6,35 20,62 46,55 13,87 2,11 3,68 3,43 4,65

 1,08 1,08 1,08 1,08  1,08 1,08 1,08 1,08

80,76 1,36 6,86 22,27 50,27 14,97 2,27 3,97 3,70 5,02

4. Испытание

22,7

1

22,7

Всего

148,35

-

155,42


Нормативная продолжительность механического бурения

Тмех = 812,9 ч.

Производительное время бурения и крепления

Тбур= 88,7 сут. = 2128,21 ч.

Плановое общее время бурения и крепления

,          (2)

.

Плановая продолжительность цикла строительства скважины

Тс =155,42 сут.

3.1Сметно-финансовые расчеты


Данные расчеты включают расчет механической, рейсовой, технической скоростей бурения, нормативной производительности, а также режим труда и сметную стоимость проектируемых работ.

Механическая скорость определяется из выражения

,   (3)

где Н - глубина скважины, м.


Техническая скорость определяется по формуле

,         (4)


Коммерческая скорость находиться из следующего выражения

,        (5)


Цикловая скорость определяется из выражения

,  (6)


3.3 Режим труда, штат исполнителей, графики выполнения работ


В Удмуртской республике действует двусменный режим работ, характерный для вахтового метода (Тсм = 12 ч). В своем курсовом проекте я принимаю этот же режим, во-первых, из-за его простоты, а во-вторых, его оправданности в условиях небольших расстояний от города до бурового участка.

1.   Строительно-монтажные работы - 33 сут.;

2.      Бурение, крепление - 95,73 сут.;

.        Испытание - 22,7 сут.

Таблица 3. План-график строительства скважины

Наименование этапов цикла строительства скважины

Продолжи-тельность этапа, сут.

Календарный месяц



I

 II

III

IV

 V

СМР

33







Бурение, Крепление

96








Освоение

23








Число буровых бригад находиться из выражения

,      (7)


Принимаем 2 бригады.

Число вышкомонтажных бригад

,     (8)

нефтяная буровая скважина

Принимаем 1 бригаду.

Число бригад по испытанию

,    (8)


Принимаем 1 бригаду.

Число буровых установок в хозяйстве

,        (10)

где kоб - коэффициент оборачиваемости.

Коэффициент оборачиваемости рассчитывается по формуле

,        (11)  

где Ттр - время транспортировки на место строительства новой скважины, сут.; Тдем - время нахождения в резерве, сут.; Тоб - время оборота буровой установки, сут.

Подставив необходимые значения в (11) и (12) получим

;

.

Принимаем 3 станка.

Себестоимость метра проходки

,       (12)

где Сскв - себестоимость строительства скважины; ПН - плановые накопления.


Таблица 4. Сводный сметный расчет к проекту на строительство скважины

№ п./п.

Наименование

Ед. изм.

Кол-во

Стоимость, руб.





единицы

Итого







1

Мобилизация МБУ и монтаж без НДС




12 593 910







3

Бурение и крепление


148,0



3.1.

Зарплата

сут.

148

57 655

8 532 934

3.2.

Амортизация бурового оборудования

сут.

148

104 894

3.3.

Содержание бурового оборудования

сут.

148

32 057

4 744 442

3.4.

Прокат ГЗД

час.

1 243

4 150

5 159 280

3.5.

Амортизация бурильных труб

сут.

148

56 150

12 382 152

3.6.

Оснастка бурильных труб




806 017

3.7.

Материалы:

сут.



20 753 148

3.8.

Обсадные трубы

тн



5 910 500

3.9.

Долота


3 000


3 482 000

3.10.

Буровой раствор




1 161 547

3.11.

Цемент




845 342

3.12.

Оснастка обсадных труб




629 544

3.13.

ГСМ

тн.

4,70

58 947

8 724 215

3.14.

Транспорт в бурении:




5 647 018

3.15.

спец. Транспорт

сут.


27 692

4 098 489

3.16.

доставка материалов




910 814

3.17.

вахта

рейс.


4 309

637 714

3.18.

Тампонажные работы




963 212

3.21.

Итого прямых затрат



341 705

3.22.

Накладные расходы

%

23

78 592

17 367 433

3.23.

Итого:



420 297

92 878 014

3.24.

Плановые накопления

%

12

50 436

4910709,9

3.25.

Итого:



470 732

104 023 376


Непредвиденные расходы

%

0

-

0


Итого:



470 732

104 023 376

3.26.

Итого бурение и крепление без НДС:




104 023 376


Итого с НДС:




122 747 583







4

Демонтаж МБУ без НДС




1 468 318


Демобилизация БУ без НДС




5 020 410

5

Итого стоимость скважины без НДС




123 106 014

6

НДС (18%)




22 159 082

7

Всего сметная стоимость строительства скважины с НДС


145 265 096

8

Стоимость 1 метра бурения и крепления скважины без НДС


17153,9

9

Стоимость суток работы буровой бригады без НДС


470 732

10

Стоимость суток простоя буровой бригады без НДС


353 049

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Главной задачей при организации процесса бурения является минимизация времени и удельной себестоимости его выполнения. Эффективность решения этих организационно-технических вопросов оценивается достижением оптимальных значений основных технико-экономических показателей процесса - скоростей и себестоимости бурения.

В современных условиях производства геологические коллективы должны на практике применять наиболее эффективные методы, позволяющие успешно решать вопросы экономического и социального развития, совершенствования организации, нормирования и стимулирования труда.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

бухаровское газоконденсатное месторождение

1. Шелковников И.Г., Нифонтов Ю.Т., Шкурко А.М Бурение нефтяных и газовых скважин: Методические указания по дипломному проектированию., СПб, 2001. 49 с.

2. Единые нормы времени на бурение скважин на нефть и газ и другие полезные ископаемые (ЕНВ). М: НИИ труда, 1987., 354 с.

3. Сборник сметных норм на геологоразведочные работы (ССН), выпуск 5, разведочное бурение. М: ВИЭМС 1993 г.

4. Материалы с производственной практики.

Похожие работы на - Тимьян ползучий (чабрец)

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!