СОДЕРЖАНИЕ

1.Вопросы истории развития нефтяной и газовой промышленности в России и западной Сибири………………………………………………2

2.Ознакомление с организационной структурой предприятий (НГДУ). Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки. Способы эксплуатации нефтяных месторождений, применяющие в НГДУ.…………………………..…. .5

3.Ознакомление с технологическим процессами. Буровое и нефтегазопромысловое оборудование.………………………………...10

4.Подготовительные работы к строительству вышки и вышечных сооружений. Технология строительства……………………………….15

5.Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепления скважин…………………………………………………………………...18

6.Освоение скважин. Способы вызова притока нефти из пласта. ……24

7.Подземный ремонт добывающих и нагнетательных скважин. ……..28

8.Объекты поддержания пластового давления и их эксплуатация. …..32

9.Мероприятия по охране окружающей среды. ………………………..35

10.Список использованных источников………………………………...37

1.История развития нефтяной и газовой промышленности в России и западной Сибири.

Стоит понимать, что современная нефтегазовая индустрия страны образовалась не в один миг, ее становление проходило поэтапно. Так, история говорит, что первые нефтяные месторождения на территории России были найдены еще в конце XVII века. А одним из первых предприятий, которым была отведена роль добытчиков нефти, стал завод, расположенный вблизи города Архангельска, который был запущен в 1703 году. Но в те времена добыча ископаемого была убыточной в силу узкого применения нефтепродуктов.

Возможно, на этом бы все и закончилось, но исторически сложилось так, что спустя немного времени произошел переломный момент, когда изобрели керосиновую лампу. После этого спрос на нефтепродукты увеличился в несколько раз. При этом к добыче нефти и газа были допущены зарубежные инвесторы, в частности семейства Ротшильдов и Рокфеллеров. Такой подход существенно увеличил объемы добычи ископаемого.

После революции в России добыча газа и нефти приостановилась на некоторое время. Отрасль переживала не лучшие времена. Но судьба оказалась благосклонна к ключевому сектору современной промышленности РФ. Поэтому история нефтегазовой промышленности получила новый шанс на жизнь в конце 20-х годов XIX века. После переломного периода началось бурное развитие нефтегазового рынка не только на территории государства, но и во всем мире.

В 1990-е годы, после распада Советского Союза, нефтяной сектор России был по большей части акционирован, а в частные руки на различных основаниях были переведены наиболее выгодные активы сектора.

В 1992—1999 годах были введены в действия мощности по добыче и переработке нефти на 0,3 млн тонн.

В 1998 году было добыто 298 млн тонн нефти.

В 2003 году руководство страны предприняло действия по банкротству одной из крупнейших нефтяных компаний «ЮКОС» и распродажи её активов, которые в основном достались государственной компании «Роснефть». Государственной компанией (с лета 2005) «Газпром» был куплен менее крупный частный актив «Сибнефть».

В 2000—2008 годах были введены в действия мощности по добыче и переработке нефти на 20,7 млн тонн.

Согласно данным Госкомстата РФ в 2007 году добыто 491 млн тонн нефти, что на 2,1 % больше, чем в 2006 году (480 млн тонн), в результате темпы роста добычи нефти в России превысили темпы роста мирового спроса на нефть более чем в полтора раза.

По данным статистического агентства США, в 2007 году потребление переработанной нефти в России составило 28,9 % от добычи нефти — 2,8 млн баррелей в день. Чистый экспорт нефти и нефтепродуктов составил 71,1 % от добычи нефти — 6,9 млн баррелей в день.

В 2011 году добыча нефти в РФ составила 511,432 млн тонн (объём добычи нефти на шельфе составил 13 млн т, а газа — 57 млрд куб. м), что на 1,23 % выше, чем в 2010. Экспорт нефти сократился на 2,4 % по данным Росстата, или на 6,4 % по данным ФТС, но доходы от экспорта выросли со 129 до 171,7 млрд долларов.

По итогам 2012 года объём национальной добычи нефтяного сырья увеличился по сравнению с 2011 г. на 6,6 млн тонн (+1,3 %) и составил в абсолютном выражении 518 млн тонн, установив новый максимальный уровень после распада СССР.

В 2013 году добыча нефти в России выросла до 523,3 млн тонн, поставив очередной постсоветский рекорд, а её экспорт снизился. Снижение физических объёмов экспорта в 2013 году было связано с ростом поставок сырья на переработку внутри страны.

В 2014 году объём добычи нефти в России увеличился на 0,6 %, по сравнению с прошлым годом, и составил 526,8 млн тонн (рис. 1). Среднесуточная добыча нефти при этом составила 1,44 млн тонн, что стало рекордным показателем с 1987 года (1,5 млн тонн в сутки). По итогам прошлого года Россия заняла третье место в мире по добыче нефти, уступив США и Саудовской Аравии.

По данным Федеральной службы государственной статистики, за период с января по октябрь 2015 года: объём добычи нефти составил 443,5 млн тонн (+1,3 % к аналогичному периоду годом ранее) на переработку поступило 238.3 млн тонн (-2.6 % к аналогичному периоду годом ранее) экспорт нефти составил 201,2 млн тонн (доля экспорта в добыче составила 45,4 %), что на 7,6 % больше, чем за аналогичный период в 2014 году. За октябрь 2015 года: объём добычи нефти составил 453 млн тонн (+0,6 % к октябрю 2014 года и +2,9 % к сентябрю 2015 года) поступило на переработку 22,3 млн тонн (-88 % в сравнении с октябрем 2014 года и −1.8 % в сравнении с сентябрем 2015 года) экспорт нефти составил 21,3 млн тонн (+3,7 % к октябрю 2014 года и +6.8 % к сентябрю 2015 года). Доля экспорта в добыче за октябрь составила 47 %.

Правительство России, несмотря на неблагоприятные прогнозы разведки нефтяных месторождений, планировало в 2009 году увеличение добычи нефти к 2030 году до 530 млн т в год, что составит на 5,47 % больше по сравнению с 2011 г.

2.Ознакомление с организационной структурой предприятий (НГДУ). Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки. Способы эксплуатации нефтяных месторождений, применяющие в НГДУ.

Организационная структура направлена, прежде всего, на установление четких взаимосвязей между отдельными подразделениями организации, распределения между ними прав и ответственности. В ней реализуются различные требования к совершенствованию систем управления, находящие выражения в тех или иных принципах управления.

Организационная структура компании и ее управления не являются чем-то застывшим, они постоянно изменяются, совершенствуются в соответствии с меняющимися условиями. Организационные структуры управления промышленными организациями отличаются большим разнообразием и определяются многими факторами и условиями. К ним могут быть отнесены, в частности, размеры производственной деятельности организации; производственный профиль организации; характер выпускаемой продукции; сфера деятельности организации.

Как и любая, организационно - управленческая структура, ОАО «ЛУКОЙЛ» имеет три уровня управления: высший, средний и оперативный. На высшем уровне управления принимаются наиболее общие решения по управлению предприятием и осуществляются функции стратегического планирования, общего контроля и связи с внешними структурами. На среднем уровне решения высшего уровня детализируются, преобразуются в конкретные планы, осуществляется выполнение функций текущего планирования, связи между высшим и низшим уровнями управления, контроля, управления производством и потоками ресурсов. Результатом деятельности работников оперативного уровня является выполнение производственной программы, происходит реализация функций управления основным и вспомогательным производством, оперативного управления и местного контроля.

Во главе компании стоит генеральный директор. Он решает самостоятельно все вопросы деятельности компании. Также он распоряжается в пределах предоставленного ему права имуществом, заключает договора. Издает приказы и распоряжения, обязательные к исполнению всеми работниками компании. Директор несет в пределах своих полномочий полную ответственность за деятельность комбината, обеспечение сохранности товарно-материальных ценностей, денежных средств и другого имущества компании.

В подчинении директора находятся заместитель директора по экономике и финансам; заместитель директора по коммерческим вопросам; заместитель директора по персоналу и общим вопросам; главный бухгалтер; главный инженер.

Заместитель директора по экономике и финансам – осуществляет организацию и совершенствование экономической деятельности компании, направленной на повышение производительности труда, эффективности и рентабельности производства и качества выпускаемой продукции, снижение ее себестоимости, обеспечение правильных соотношений темпов роста производительности труда и заработной платы, достижение наибольших результатов при наименьших затратах материальных, трудовых и финансовых ресурсов. Проводит работу по совершенствованию планирования экономических показателей деятельности компании, достижению высокого уровня их обоснованности, по созданию и улучшению нормативной базы планирования.

Заместитель директора по персоналу и общим вопросам возглавляет работу по обеспечению предприятия кадрами рабочих и служащих требуемых профессий, специальностей и квалификации в соответствии с уровнем и профилем полученной ими подготовки и деловых качеств. Принимает трудящихся по вопросам найма, увольнения, перевода, контролирует расстановку и правильность использования работников в подразделениях компании. Обеспечивает прием, размещение и расстановку молодых специалистов и молодых рабочих в соответствии полученной в учебном заведении профессией и специальностью.

2.1 Способы эксплуатации нефтяных месторождений, применяющие в НГДУ.

В ТПП «Когалымнефтегаз» применяется насосная эксплуатация месторождений.При этом способе эксплуатация нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды:

• Штанговое глубинное оборудование.

• Центробежный насос с электроприводом.

• Погружной штанговый либо насос с электроприводом.

Чаще всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50% всех современных нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов. Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том числе при наличии коррозийных жидкостей и песка. К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

• Невысокая подача.

• Ограничение по спуску оборудования.

• Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

• Рама.

• Четырехгранная пирамидообразная стойка.

• Балансировочный элемент.

• Траверса.

• Редуктор с противовесными элементами.

• Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации УЭЦН.

Центробежный насос с электрическим приводом – устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления.

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.

Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.

Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.

Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.

Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.