Анализ хозяйственной деятельности ЗАО «Обьнефтеремонт»

- ПКРС (производство капитального ремонта скважин) -  главная задача обеспечения выполнения месячных, годовых заданий по капитальному ремонту скважин с соблюдением установленных технологических режимов работы и соблюдением утвержденных на планируемый период технико-технологических регламентов, повышение производительности труда и качества ремонта скважин на основе выявленных и использованных резервов производства на каждом рабочем месте. Осуществляют хозяйственную деятельность Производства на предприятии, делая все зависящее для получения прибыли. Зам. директора производства КРС принимает участие в разработке перспективного и текущего планов развития производства.

• БПО (база производственного обслуживания) - осуществляет содержание, текущий и капитальный ремонт производственного оборудования, а так же изготовление некоторых деталей, участвующих в процессе производства в той или иной степени. БПО находится на Самотлорском месторождении, а так же в черте города. В структуре БПО имеется базовые мощности, оснащенные линиями ремонта забойных двигателей, гидроударных механизмов, ремонта технологических и бурильных труб, ревизии превенторного оборудования и инструмента.

Таким образом, в первой главе представлены правовой статус предприятия – закрытое акционерное общество, организационная структура предприятия, кратко рассмотрены должностные обязанности и уровни соподчинения организационных подразделений. Организационная структура является линейно-функциональной.

Ремонтные  работы на скважинах относятся к геолого-техническим мероприятиям,  направленным на наиболее эффективное использование фонда скважин,  при  соблюдении требований охраны  недр  и  окружающей  среды и рациональной разработки  месторождения с целью поддержания или  восстановления проектных  уровней добычи нефти.

Ремонтные работы  включают: капитальный  ремонт скважин и  ликвидацию скважин после их эксплуатации.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с  восстановлением работоспособности  обсадных колонн, цементного кольца,  призабойной зоны,  ликвидацией  аварий,  а также спуском  и подъемом оборудования при  раздельной  эксплуатации и закачке; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ,  их  характера и степени сложности  капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории.

К первой категории сложности относятся ремонты при глубине скважин до 1500м.

Ко  второй категории относятся все виды ремонтов,  производимые в скважинах глубиной более 1500 м. Кроме того, независимо  от глубины,  к этой категории относятся все виды наиболее  сложных и трудоемких  работ, работы связанные  с ликвидацией аварий  и  осложнений,  исправлением смятий или заменой участков поврежденных  обсадных колонн, проведением  гидроразрывов  пласта.  Работы на  скважинах с  сильными нефтегазопроявлениями,  ремонты  в  наклонно  направленных  скважинах,  все  виды  ремонтно-изоляционных  работ,  а  также все другие  ремонты, не  вошедшие в первую категорию.

Основанием  для  постановки  и  рассмотрения вопроса  о  необходимости проведения  большинства  видов ремонтных  работ по  каждой  конкретной эксплуатационной скважине является  наличие  аномалии (несоответствия) в величинах  дебита нефти, содержания воды в продукции и, наконец,  ее аварийное  состояние; в нагнетательной скважине - давление  закачки, приемистость.

В качестве эталонных,  как правило, служат значения указанных параметров по окружающим скважинам, группам  скважин,  отдельным горизонтам и пластам.

Обоснование необходимости  проведения ремонтных  работ и  определения  их  вида производится в  результате геолого-эксплуатационных  данных по скважине  и  окружающим  скважинам,  данных  разработки  отдельных  участков залежи  и  пласта  в  целом,  данных исследовательских работ  в  скважинах.

При  этом  основными исходными  данными  являются:

- дебит  нефти  и  ее  обводненность  в динамике с начала эксплуатации  скважин;  в нагнетательных скважинах  приемистость и давление закачки;

- литологическая характеристика продуктивности пласта и характер его насыщенности по мощности (нефть, вода);

- конструкция скважины: диаметр  ствола и глубина скважины, параметры  и конструкция обсадной колонны; интервалы вскрытия продуктивного  пласта перфорацией;

- физико-химические свойства пластовых вод, имеющихся в разрезе скважины;

- расположение скважины и залежи  по отношению к контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д.

Параметры, характеризующие скважины и обосновывающие необходимость проведения ремонтов,  устанавливаются  отдельно для каждого конкретного месторождения и стадии  его  разработки.

В  зависимости  от  характера проводимых операций   работы по капитальному ремонту в  скважинах планируют и учитывают в соответствии с  утвержденным “Классификатором ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов” (РД 39-1-149-79). Номенклатура услуг по  капитальному ремонту скважин, производимых предприятиям ЗАО “Обьнефтеремонт” представлена в таблице 2.1.1.

 

Таблица 1.3.1 - Номенклатура услуг по капитальному  ремонту скважин

Виды ремонтов	Обозначение
Ремонтно-изоляционные  работы	КР-1
Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн	КР-2
Ловильные работы,  устранение аварий, в т.ч. ликвидация парафино-гидратных пробок	КР-3
Возвраты,  дострелы,  приобщения	КР-4
Обработки  призабойной  зоны  пласта	КР-7
Обследование техническое состояния эксплуатационных колонн	КР-8
Перевод на нагнетание	КР-9
Ликвидация скважин	КР-12

 

Более наглядно  структура выполненных работ за 2008 – 2010 г.г. 

представлена на Рисунок 1.3.1.

           

            Технология выполнения капитальных  ремонтов скважин.

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных  ремонтов, часто требующих применения специального оборудования: буровых станков, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т.п.

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: изоляционно-восстановительные, ремонтно-исправительные, ловильные, а также зарезка и бурение вторых стволов.

Изоляционно-восстановительные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному горизонту или пропластку). Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют путем цементирования ствола скважины в заданном интервале.

Рисунок 1.3.1 - Структура выполненных работ ЗАО «Обьнефтеремонт» за

2008 – 2010г.г.

 

При прорыве верхних вод осуществляется затрубное цементирование под давлением. В случае притока подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычное цементирование низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышезалегающие слои. Продавливание в пласт цементных растворов; гидроразрыв пласта с последующим продавливанием в пласт вязкой нефти и цементированием интервала гидроразрыва; введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону и т.п.

Для всех видов цементирования используют раствор, приготовленный из тампонажного цемента такого же качества, как и при бурении. Количество воды, применяемое при затворении цемента, обычно равно 40-50% от веса сухого цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают потребное количество цементного  раствора и воды, необходимой для его продавливания.

К ремонтно-исправительным работам относятся исправление  смятий, сломов и трещин в колоннах и замена поврежденной части колонны.

Причины повреждения эксплутационных колонн бывают различные. Колонна на каком-то участке может быть ослаблена из-за уменьшения толщины стенки или дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное действие напора вод или давления породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине, вследствие чего внешнее давление на колонну может превысить допустимую величину, также может привести к повреждению колонны. Кроме того, при выносе из призабойной зоны скважины в процессе ее эксплуатации  большого количества песка могут происходить обвалы породы, залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому  колонны.

Смятие участка колонны выправляются оправочными долотами или специальными оправками, спускаемыми в скважину на бурильных трубах.

Если оправить колонну долотами не удается, участок смятия офрезировывают с помощью плоских или конических фрезеров. Выправленный участок укрепляют  цементным кольцом, для чего за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.

Ловильные работы. Наиболее сложны работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также врезаться в пробки, если она имеется в скважине.

Прежде чем спустить в скважину ловильный инструмент, необходимо обследовать состояние эксплуатационной колонны и положение упавших в скважину труб или каких-либо предметов с помощью печатей (конусных и торцовых). Смятие эксплуатационной колонны обычно обследуют конусной печатью. Для получения отпечатка верхнего конца ловильных труб или какого-либо предмета применяют торцевую печать.

Для ловли насосно-компрессорных труб пользуются турболовками различных конструкций с правой и левой резьбами.

Для ловли муфт насосно-компрессорных труб  и другого оборудования, оставшегося в скважине, имеющего выступы, применяют овершоты.

Для ловли насосно-компрессорных труб за наружную поверхность (когда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта) или для захвата муфты снаружи (когда поврежден конец трубы) применяют колокола.

Для извлечения оставленных в скважине труб после захвата их каким-либо инструментом часто приходится прикладывать большие усилия. Поэтому при ловильных работах в большинстве случаев применяют толстостенные бурильные трубы, характеризующиеся большим сопротивлением разрыву.

Подъемным механизмом при ловильных работах служит стационарная буровая лебедка или передвижной подъемник.

Работы по ликвидации скважин после прекращения их эксплуатации также относятся к капитальным ремонтам. В таких скважинах вырезают и извлекают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей).

 Рассмотрим изменения рынка  услуг по КРС и место ЗАО  «ОНР» на рынке.

• "Обьнефтеремонт" осуществляет свою деятельность на рынке услуг по капитальному и текущему ремонту скважин.

Капитальный ремонт скважин в нефтедобыче называют хирургией нефтяной промышленности. Предприятия, занимающиеся капитальным ремонтом скважин, диагностируют состояние скважин, определяют технологию ремонта, поддерживают работоспособность скважин, тем самым помогают выполнить план добычи нефти нефтегазодобывающим компаниям.

Объем и стоимость услуг  по КиТРС напрямую зависит от финансового состояния нефтяных компаний, которое в свою очередь  определяется физическим состоянием основных фондов и  ценой нефти на мировом и внутреннем рынках.

В настоящее время мировой нефтяной промышленности не удается обеспечивать достаточный  рост добычи для удовлетворения постоянно повышающегося спроса. Чтобы восполнить нехватку нефти, западные компании вынуждены были обратиться к странам ОПЕК и, главным образом, к крупнейшим производителям на Ближнем Востоке, чьи дешевые запасы, удовлетворяя этот спрос, истощаются. Политика  держать цену нефти на искусственно низком уровне, вынуждает нефтяные компании отказываться от стратегий, нацеленных на рост добычи, и сосредоточить свое внимание на сокращении расходов. Многие Заказчики услуг ПКРС заключили с нашим предприятием  договора на 2010 год, включив следующий пункт: "В случае снижения рыночной цены на нефть (нефть сорта URALS на Лондонской и Нью-йоркской биржах) ниже 14 долл. за баррель Стороны в течение 15 дней с момента уведомления одной из Сторон  другой Стороны, подписывают соглашение об уменьшении объемов работ (либо цены). В случае не достижения соглашения об уменьшении объемов работ (либо цены) договор считается прекращенным с момента истечения 15 дневного срока получения уведомления".

Также судьба предприятий, занимающихся капитальным ремонтом скважин, находится в прямой зависимости от стратегических планов по технологии нефтедобывающих компаний. Другим стратегическим направлением, например,  можно считать  изменение технологии проведения операции гидроразрыва пласта в сочетании с капитальным ремонтом скважины, когда стоимость операции остается прежней, но нефтеотдача практически повысилась в 2 раза. Это позволило снизить потребность в количестве капитальных ремонтов скважин, что также ведет к сокращению бригад КиТРС.

Следует отметить, что вместо свободной конкуренции, ценообразования на основе спроса и предложения наше предприятие на рынке услуг КиТРС сталкивается с различными формами монополизма – отраслевого, местного. Причин тому много. Так, например, нефтегазодобывающие предприятия выделили из своего состава сервисные подразделения, в том числе бригады капитального ремонта скважин, образовав из них закрытые акционерные общества, что позволяет формировать со стороны нефтяных компаний свои правила игры на рынке сервисных услуг, определять критерий выбора сервисного партнера. При этом  стоимость выполняемых работ  оценивается нефтяными компаниями в одностороннем порядке. Такой факт сбивает цены на услуги по КиТРС предприятий работающих на рынке этих услуг, что часто  уничтожает мелких производителей услуг по КиТРС.