Методы управления персоналом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Значение буровых работ очень велико так как от них зависят объемы добычи природных ископаемых. Которые определяют экономику, качество жизни и развитие многих стран. Большой объём буровых работ означает большой объём добычи полезных ископаемых, а чем их больше, тем больше влияние конкретной страны на другие страны и право диктовать им свои условия во многих областях и сферах деятельности.

В последнее время наблюдается повышение эффективности производства в нефтяной и газовой промышленности, что связано с внедрением новой техники и технологий. Это необходимо для повышения объемов производства, обеспечения безопасности и облегчения труда. Понятно, что без внедрения новых технологий нельзя ждать быстрого роста какого-либо производства, расширения его промышленной базы. Отсюда меньше капитальных вложений, инвестиций и снижение конкурентоспособности, то есть падение прибыли.

Проанализировав ТЭП, можно прийти к выводу, что объёмы бурения на нефть за последнее десятилетие после значительного спада восстанавливаются. Средняя глубина скважин осталась на неизменном уровне, а проходка на одно долбление уменьшилась. Мы полагаем из-за разработки новых, геологически более сложных, месторождений. Объём бурения на газ повторяет ту же ситуацию с нефтью. Эксплуатационный фонд скважин за последнее десятилетие медленно, но неизменно рос. В то же время среднесуточный дебит одной скважины вырос с 11,15 тонн в 2006 до 11,25 тонн в 2007, что связано с «Комплексной программы оптимизации разработки и добычи нефти на 2006-2008 гг.». Поэтому необходимо вводить в эксплуатацию новые месторождения и площади.

1. Содержание и сущность менеджмента

1.1 Содержание и сущность менеджмента

Предмет, метод и задачи дисциплины

Цель дисциплины - это изучение основ менеджмента и формирование специальных знаний, необходимых для управления буровыми предприятиями, а также формирование практических навыков, необходимых для осуществления управленческих функций.

Основные задачи дисциплины:

1. изучение роли и значения менеджмента в рыночной экономике.

2. изучение методов рациональной организации производства и управления на предприятии.

3. раскрытие содержания основных функций и принципов менеджмента.

4. изучение природы принятия управленческих и хозяйственных решений, моделей и методов, используемых при подготовке и принятии решений.

5. приобретение практических навыков поиска резервов повышения эффективности деятельности предприятия.

6. изучение содержания и сущности производственного менеджмента, менеджмента персонала, финансового и инновационного менеджмента

Метод изучения дисциплины - это метод деаллектического материализма, рассматривающий все процессы управления на буровом предприятии во взаимосвязи, взаимообусловленности в движении от простого к сложному, от низшего к высшему.

Теоретическая база дисциплины - это экономическая теория и основы экономической деятельности на предприятии.

Понятие менеджмента

Управление - это осознанная, целенаправленная деятельность человека, с помощью которой он упорядычевает и подчиняет своим интересам элементы внешней среды, общество живой и неживой природы, техники.

Управление в целом - это процесс планирования организации, мотивации и контроля, необходимый для того, чтобы сформулировать и достичь целей организации.

Термин «Управление» шире понятия «Менеджмент», т.к. управление применяется к различной сфере и видам человеческой деятельности.

Различают следующие виды управления:

1. техническое управление - это управление различными технологическими и естественными процессами (например: управление процессом бурения, буровыми установками и т.д.).

2. государственное управление - это управление с социальной экономической жизнью общества через различные институты: правовую систему, министерства ведомства, местные органы власти.

3. идеологическое управление - это внедрение в сознание членов общества концепцией его развития, формируемых различными партиями и группировками.

4. хозяйственное управление - это управление производственной и экономической деятельностью коммерческих и некоммерческих организаций, функционирующих в рамках рыночных отношений.

5. негосударственное и неполитическое управление - это управление социальными процессами: движение в защиту мира, движение в защиту окружающей среды и другое.

Термин «Менеджмент» применяется лишь управлению социальными экономическими процессами на уровне фирмы, действующей в рыночных условиях, т.е. менеджмент - это управление фирмой и трудовыми коллективами в условиях рынка.

Фундаментальный Оксфордский словарь дает 4 определения менеджмента:

1. способ, манера общения с людьми.

2. власть и искусство управления.

3. особого рода умение и административные навыки.

4. орган управления.

Определение Мэри Паркер Фолетт: «Менеджмент - это обеспечение выполнения работы с помощью других лиц».

Менеджмент - это вид профессиональной деятельности людей, занимающихся организацией и координацией процессов по достижению системы целей организацией, принимаемых и организуемых с использованием научных подходов концепцией, маркетинга, человеческого фактора, научных принципов, функций и методов.

Менеджмент рассматривается как наука и практика управления, как организация управления фирмой и как процесс принятия управленческих решений.

Менеджмент - это организация работы персоналов для достижения намеченных целей наиболее рациональным способом.

Функции менеджмента:

1. Планирование. Представляет собой виды деятельности по формированию средств воздействия, обеспечивающих достижение намеченных целей. Планирование как функция управления включает разработку и реализацию средств воздействия - прогнозы, программы, планы.

2. Организация - это виды действий, способов и средств по совместной деятельности людей для достижения намеченных целей. Организация включает формирование организационной структуры предприятия, уровни подчиненности и создает механизмы адаптации во внутренней и внешней среде.

3. Мотивация - это процесс побуждения себя и других к деятельности через формирование мотивов поведения для достижения личных целей и целей организации. Мотивация реализуется через делегирование (полномочие) функций.

4. Контроль - это процесс обеспечения того, что организация действительно достигает своих целей. Существует 3 аспекта управленческого контроля:

· установление стандартов - это точное определение целей, которые должны быть достигнуты в планируемый отрезок времени. Оно основывается на разработке планов.

· измерение того, что было достигнуто в действительности за определенный период времени.

· сравнение достигнутого с ожидаемыми результатами и разработка мероприятий по устранению отклонений с целью повышения эффективности производства.

Эти функции менеджмента объединены связывающими процессами коммуникаций и принятия решений.

Принятие решений - это выбор того, как и что планировать, организовывать, мотивировать и контролировать. Основное требование для принятия решений - это наличие адекватных, точных информаций. Единственный способ получения такой информации является коммуникация.

Коммуникация - это процесс обмена информацией, ее смысловым значением между 2-мя и более людьми.

В системе менеджмента выделяют следующие виды менеджмента:

1. производственный менеджмент.

2. менеджмент персонала.

3. финансовый менеджмент.

4. инновационный менеджмент.

5. информационный менеджмент.

6. стратегический менеджмент.

7. налоговый менеджмент.

8. международный менеджмент.

Виды управленческого труда

1. Эвристический труд - сводится к совокупности действий по анализу и изучению проблем стоящих перед организацией и разработке на основе этого различных вариантов их решений.

2. Административный труд - является уделом в основном руководителей, и предполагают текущую координацию и оценку деятельности подчиненных (генерального директора, замом начальники отделов, цехов и лабораторий)

Этот труд осуществляется в нескольких формах:

а) распоряжения связанные с доведением в устном и письменном видах принятых решений до исполнителей и их инструктаж.

б) контроль за работой подчиненных их поощрения или наказания

в) организация обмена информации происходящего в процессе проведения собрания приема носителей введение деловых переговоров

3. Оперативный труд - направлен на техническое обеспечение производственных и управленческих процессов необходимых информацией. Этот труд включает следующие виды деятельности:

а) документационная - это оформление, размножение, сортировка и хранение документов.

б) первично-счётная функция.

в) учётная функция - это сбор статистической, бухгалтерской и др. информации о производственных, хозяйственных и социальных процессов.

г) вычислительная функция.

д) формально-логическая деятельность - это обработка собранной информации её осуществление на основе расчетов по заданным алгоритмам необходимых для принятия управленческих решений.

Посредствам управленческого труда осуществляется взаимодействие между субъектом и объектом управления реализующий управленческие отношения. Управленческие отношения будут эффективны при соблюдении следующих условий:

1. Субъект и объект управления должны соответствовать друг другу и обладать относительной самостоятельностью.

2. Субъект и объект управления должны осуществлять двусторонние взаимодействие, основанное на принципах обратной связи.

Формы разделения управленческого труда

1. Горизонтальное разделение труда, связанно со специализацией менеджеров преимущественно по функциональному признаку и заключается в закреплении за ними одной или нескольких функций менеджмента. Горизонтальное разделение труда обуславливает создание на предприятиях специальных служб и отделов выполняющих определённые функции для выполнения планово-экономической функции.

б) для выполнения производственного технического управления создаётся ПТО - производственно-технический отдел, ТО - технологический отдел.

в) для выполнения функций бухгалтерского отчета создается бухгалтерия

2. Вертикальное разделение труда выражается в организационной структуре предприятия и в составе уровней менеджмента. Вертикальное разделение управленческого труда привело к появлению на предприятиях трех иерархических уровней менеджмента:

а) высший

б) средний

в) низший

а) высший менеджмент включает руководителя предприятия и его первых заместителей до функции направления деятельности (генеральный директор, главный инженер, главный геолог, главный экономист, главный бухгалтер, все замы)

б) средний менеджмент состоит из руководителей служб и административных органов управления (отделов) это начальники служб и отделов

в) низший менеджмент состоит из руководителей творческих групп, лабораторий производственных участков и цехов

Характер основных решений менеджера зависит от сферы его деятельности и предметного круга функции закрепленных за ним. Состав функций менеджера существенно изменяется в зависимости от его принадлежности к определённому уровню менеджмента.

Распределение видов деятельности по уровням менеджмента

Высший
Средний
Низший

Чем выше иерархический уровень менеджера, тем большей степени в его деятельности присутствует функции определения цели стратегического планирования и внедрения инноваций.

	Планирование	Организация	Мотивация	Контроль
Высший	В	С	Н	С
Средний	С	С	С	С
Низший	Н	С	В	С

В-высокие затраты времени

С - средние затраты времени

Н - низкие затраты времени

1.2 Содержание и сущность менеджмента персонала

менеджмент персонал управление

Основы управления персоналом подразделяются на три раздела:

1. Организация управления персоналом

2. Технология управления персоналом

3. Эффективность управления персоналом

Первый раздел включает главы:

1. Теоретико-философские и концептуальные основы управления персоналом

2. Основы формирования системы управления персоналом

3. Основы кадрового планирования

Второй раздел включает главы:

4. Технология найма, оценки и отбора персонала

5. Технология управления профориентацией, адаптацией и обучением персонала

6. Технология управления развитием и поведением персонала

Третий раздел включает главы:

7. Управление эффективностью деятельности персонала

8. Оценка эффективности управления персоналом

1. Теоретико-философские и концептуальные основы управления персоналом включает в себя:

1.1. Теории управления персоналом

1.2. Философия управления персоналом

1.3. Концепция управления персоналом

1.4. Закономерности и принципы управления персоналом

1.5. Методы управления персоналом

2. Основы формирования системы управления персоналом включает в себя:

2.1. Организационное проектирование системы управления персоналом

2.2. Методы построения системы управления персоналом

2.3. Цели и функции системы управления персоналом

2.4. Организационная структура системы управления персоналом

3. Основы кадрового планирования включает в себя:

3.1. Формирование кадровой политики

3.2. Стратегия управления персоналом

3.3. Сущность и содержание кадрового планирования

3.4. Кадровый контроллинг и кадровое планирование

3.5. Оперативный план работы с персоналом

4. Технология найма, оценки и отбора персонала включает в себя:

4.1. Источники и проблемы найма персонала

4.2. Деловая оценка и отбор персонала

4.3. Организация отбора претендентов на вакантную должность

4.4. Подбор и расстановка персонала

4.5. Организация аттестации персонала

5. Технология управления профориентацией, адаптацией и обучением персонала включает в себя:

5.1. Социализация персонала

5.2. Сущность и виды профориентации и адаптации персонала

5.3. Управление профориентацией и адаптацией персонала

6. Технология управления развитием и поведением персонала включает в себя:

6.1. Понятие и этапы деловой карьерой

6.2. Управление деловой карьерой

6.3. Смстема служебно-профессионального продвижения

6.4. Управление кадровым резервом

6.5. Мотивация и стимулирование трудового поведения

7. Управление эффективностью деятельности персонала включает в себя:

7.1. Единство функционального и стоимостного подходов при анализе и повышении эффективности управления персоналом

7.2. Сбор, изучение и систематизация информации для анализа деятельности персонала

7.3. Анализ функций, выполняемых персоналом, и затрат на их осуществление

7.4. Разработка проекта повышения эффективности деятельности персонала

8. Оценка эффективности управления персоналом включает в себя:

8.1. Сущность и структура затрат на персонал

8.2. Оценка затрат, связанных с совершенствованием системы и технологии управления персоналом

8.3. Виды эффективности проектов совершенствования системы и технологии управления персоналом

8.4. Оценка экономической эффективности проектов совершенствования системы и технологии управления персоналом

8.5. Оценка социальной эффективности проектов совершенствования системы и технологии управления персоналом

2. Характеристика техники технологии и организации буровых работ

2.1 Предмет цели деятельности район ведения буровых работ

Таблица 2.1. Основные проектные данные

№ п/п	Наименование	Значение
1	Административное положение	7б (СПК)
	- республика, область	Архангельская
	- округ	Ненецкий автономный
2	Номер скважины	10
3	Месторождение (площадь)	Хоседаюская
4	Цель бурения	Поиски залежей нефти
5	Назначение скважины	Поисково-оценочная
6	Проектный горизонт	Девон
7	Проектная глубина по вертикали, м	2850
8	Количество объектов испытания в стволе, объект	9
9	Количество объектов испытания в колонне, объект	7
10	Вид скважины	вертикальная
11	Категория скважины	вторая
12	Металлоемкость конструкции скважины, кг/м	74,6
13	Способ бурения	роторный
14	Тип буровой установки	«Уралмаш 3Д-76»
15	Тип вышки	ВБ-53-320М
16	Максимальная масса колонн, т
	- обсадной	102,8
	- бурильной	117,6
17	Шифр проекта и смет	БМ-4138
18	Вид строительства буровой установки	Первичный
19	Тип установки для испытания	«Уралмаш 3Д-76»
20	Продолжительность строительства, сут	308,7
	- строительно-монтажные работы (монтаж и демонтаж)	76,7
	- подготовительные работы к бурению	4,0
	- бурение и крепление	94,2
	- испытание в открытом стволе	16,6
	- испытание в колонне	114,2
	- ликвидационные работы	3,0
21	Проектная скорость бурения, м/ст. мес	908
22	Содержание полевой лаборатории, сут	229,0
23	Конструкция скважины, м
	- направление Д=426 мм	50
	- кондуктор Д=324 мм	390
	- промежуточная Д=245 мм	1200
	- эксплуатационная Д=168 мм	2850
24	Среднее количество станков в бурении и испыт.	2
25	Время механического бурения, сут	35,1
26	Дежурство бульдозера на буровой, час/сут	12
27	Форма оплаты буровой бригады	сдельная
28	Наличие вертолетной площадки	есть

Сведения о районе буровых работ

№ п/п	Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	Административное положение
	- республика, область	Архангельская
	-округ	Ненецкий автономный
	-расположение относительно линии
	Северного Полярного Круга	севернее
	-нефтерайон	7Б (СПК)
	-температурная зона	V
2	Площадь участка, отводимого
	во временное пользование, га:
	-под буровую установку и жилой поселок	5,68 га (площадка 284х200 м)
	- трасса водовода	1,88 га (4700х4 м)
	- зимняя подъездная дорога	0,78 га (1300х6 м)
3	Сведения о площадке строительства
	-рельеф местности	равнинный
	-растительный покров	тундровый - мхи, лишайники, кустарники
	-толщина снежного покрова, м	0,8
	-категория грунта	II
	-подошва ММП, м	50 м
4	Сведения о теплоснабжении	ПКН-2C - 2 котла
5	Сведения об энергоснабжении
	`-СМР	ТМЗ ДЭ-104-СЗ-100 квт - 1 шт.
	`-бурение	ТМЗ АД-200 квт - 2 шт., в т.ч.
		одна резервная
6	Водоснабжение	- зима (подвоз с р. Нерую - 4,7 км.)
		- лето (водовод от о. Безымяного - 0,7 км.)
7	Связь	спутниковая
8	Наличие местных строительных материалов	песок Карьер «Черпаю» - 70 км.
9	Характеристика подъездных дорог	см. транспортную схему

2.2 Характеристика техники и технологии буровых работ

Геологическая изученность района работ

Хоседаю-Неруюская структура расположена в пределах Адзьвинской поисковой площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка проектируемых работ. в административном отношении структура расположена в пределах Ненецкого автономного округа. Ближайшие населенные пункты - поселок Харута на территории Республики Коми в 31 км и поселок Хоседавом в 25 км к юго-западу. Административный центр округа - г. Нарьян-Мар, расположен в 300 км к северо-западу от площади работ. В географическом - в южной части Большеземельской тундры, в 60 км севернее Полярного круга. Район проектируемых работ расположен в зоне распространения вечной мерзлоты, что обуславливает специфику природно-климатических и горно-геологических условий.

Транспортная связь с территорией работ в летний период затруднена, осуществляется воздушным транспортом, преимущественно вертолетным. В зимний период перемещение людей и грузов осуществляется автотранспортом по зимней автодороге. Ближайший действующий нефтепровод - «Нядейю-Хасырей-Черпаю-Салюка» находится в 9 км на северо-западе.

В тектоническом отношении Хоседаю-Неруюская структура расположена в пределах Хоседаюского вала гряды Чернышева.

Сейсморазведочные работы в пределах площади ведутся с 1963 года, когда по рекам Адзьва и Хоседаю на западном склоне гряды Чернышева были проведены сейсморазведочные работы МОВ, в результате которых по отражающим горизонтам А (Р-Т) и Iа(Р₁) была оконтурена Усино-Кушшорская складка, Пышорское и Хоседаюское поднятия (Лебедев и др., 1963). В дальнейшем исследования МОВ проводились Западно-Салюкинской с/п 95/68-69, Хорейверской с/п 11/69-70, Хорейверской с/п 17/71-72, в результате которых была прослежена северо-восточная периклиналь Салюкинского поднятия, подтверждено крупное валообразное Хоседаюское поднятие по горизонтам перми, карбона и девона (Москалева и др., 1969), выявлена Неруюская структура по горизонтам перми-карбона, детализирована и подготовлена к глубокому бурению южная и присводовая части Хоседаюского поднятия (Иванова и др., 1972). Работами 1981 г. Хоседаю-Неруюская структура подготовлена к передаче в глубокое бурение по горизонтам палеозоя. Работами Нижне-Адзьвинской с/п 20987 (Пильник Л.Ф., 1988) были проведены сейсморазведочные исследования МОГТ 1:100000 в результате которых были составлены карты изохрон, структурные карты по отражающим горизонтам А-I (Р-Т), Ia (P₁a), IIs(C₁s), IIIf-fm(D₃f-fm), IIIf1 (D₃f₁), III₁(D₁), IV₁(S₁), V(O), уточнено строение Хоседаю-Неруюской структуры, была прослежена граница выклинивания верхнепермских отложений под предтриасовый размыв. Хоседаю-Неруюская структура, представляет собой узкую линейно-вытянутую двухкупольную антиклинальную складку, осложненную разрывными нарушениями. В северо-восточной части структуры выделяется Неруюский купол, в юго-западной - Хоседаюский купол.

В пределах Хоседаю-Неруюской структуры, пробурены скважины № №1, 3, 6, 257, 258 Хоседаю-Неруюская. Несмотря на то, что в результате поисковых работ залежи нефти не были выявлены (это объясняется низким качеством сейсморазведочных работ, в результате чего ни одна из пробуренных скважин не попала в благоприятные фациальные и гипсометрические условия), скважинами установлены признаки нефтеносности верхнефаменских и серпуховских отложений.

В 2006 году ЗАО «НИК-Ресурсы» (Эльманович С.С., 2006 г.) проведена переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов. Также в 2006 году проведены сейсморазведочные работы 3D в пределах Хоседаюского купола структуры. Результаты работ по переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных материалов и данных глубокого бурения на территории Северо-Воргамусюрского лицензионного участка, проведенные ЗАО «НИК-Ресурсы» (Эльманович С.С.) в 2006 г., позволили уточнить структурную ситуацию в сопоставлении с предшествующими исследованиями по целевым горизонтам осадочного чехла и фундаменту и принципиально согласуются с вариантом, предложенным с/п 20987.

Интерпретация материалов 3Д сейсморазведки позволила в пределах приосевой части Хоседаюского купола выделить две независимые структуры. Одна из них располагается в районе скв. 6 Хоседаю-Нерую, а другая - несколько восточнее. Детальный анализ материалов 3Д свидетельствует, что вдоль оси Хоседаюского купола в аллохтонной части геологического разреза стволом проектируемой поисковой скважины (10-Хоседаю) предполагается вскрытие двух (фаменской и франской) рифогенных построек верхнего девона, генетически связанных предположительно с выступами рифей-вендского фундамента Хоседаю-Неруюской структуры. По отражающему горизонта IV-V, прослеженному на границе силура-ордовика вдоль осевой части Хоседаюского купола по материалам 3Д предполагается наличие трех рифогенных построек. Они оконтуриваются по замкнутой изогипсе - 5120 м и имеют амплитуду более 210 м.

Результаты проведенных геологоразведочных работ указывают на сложное тектоническое строение структуры:

- толща силурийских отложений осложнена надвигом;

- установлено отсутствие, предполагавшихся по сейсмическим данным, нижнедевонских отложений;

- в верхнедевонских отложениях выделены аномалии волнового поля, отождествляемые с зонами рифообразования, что подтверждено результатами бурения скважин.

По нефтегазогеологическому районированию Тимано-Печорской провинции Адзьвинская площадь расположена в пределах Хоседаюского НГР Северо-Предуральской нефтегазоносной области.

Основные перспективы нефтегазоносности в пределах Хоседаю-Неруюской структуры связываются рифогенными постройками и связанными с ними пластами облекания верхнего девона и карбонатными подангидритовыми отложениями нижнего карбона.

По результатам геохимических исследований в разрезе верхнефранских и нижнефаменских отложений выделены определенные зоны: 1) в интервале 2276-2370 м - зона, сигнальная на нефть; 2) в интервале 2370-2450 м - водонасыщенные отложения; 3) в интервале 2530-2610 м - повышенное содержание углеводородов; 4) в интервале 2620-2665 м - возможна залежь; 5) в интервале 2655-2973 м - мало углеводородов.

Подошвенная часть верхнефранских отложений опробована ИП в интервале 2765-2813 м за 37 минут стояния на притоке получено 3,2 м³ минерализованной воды с фильтратом бурового раствора. Кровельная часть верхнефранских отложений, наиболее перспективная в отношении нефтегазоносности не опробована.

При переинтерпретации результатов ГИС специалистом ООО «УКМЭ» в скважине №6-Хоседаю-Неруюская интервал 2456,4-2731 м (D₃f₃) оценивается как продуктивный, по ГК и НГК выделено 57,6 м эффективных нефтенасыщенных мощностей с коэффициентом пористости 12,5%.

Нефтенасыщение мелководно-шельфовых образований (верхнефаменский подъярус), перекрывающих рифогенные отложения, отмечено в скважине №6-Хоседаю-Неруюская. В керне из интервала 1897,6-1914 и 1929,8-1935 м, представленном известняками белыми, светло-коричневато-серыми, сгустково-комковатыми, водорослевыми, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, крепкими, плотными, массивными, прослоями глинистыми, редко трещиноватыми, кавернозными отмечены примазки густой, вязкой нефти. При опробовании в процессе бурения пласта облекания рифовой постройки (инт. 1896-1917 м) был получен приток нефти в объеме 9,8 м³ за 90 минут. Нефть тяжелая с удельным весом 0,9299 г./см³, парафиновая (3,24%), высокосмолистая (23,46%), высокосернистая (4,04%).

По керну отмечено нефтенасыщение нижнекаменноугольных (серпуховских и визейских) отложений в скважине №6-Хосдаю-Неруюская. По результатам анализа керна инт. 1410-1580 м (C₂-C₁s) - является сигнальным на нефть, инт. 1644-1680 м (C₁s-C₁v) является по всем параметрам продуктивным на тяжелую высоковязкую нефть, инт. 1800-1820 м (C₁v) - является продуктивным на нефть.

При опробовании в скважине №257-Хоседаю-Неруюская из интервалов 1492-1527 м (С₁s₁) и 1655-1718 м (C₁v₂) получены притоки фильтрата раствора с газом дебитами 8,4 м³/сут и 60,5 м³/сут соответственно.

В скважине №258 при испытании интервала 1726-1931 м (D₃up-C₁s) на растворе отмечена пленка нефти.

Подробные сведения о физико-химических характеристиках нефтей, ближайших к Хоседаю-Неруюской структуре месторождений, приведены в «Зональном проекте поисков месторождений нефти на Адзьвинской площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка».

Назначение проектируемой скважины

Целевым назначением поисково-оценочного бурения на Хоседаю-Неруюской структуре Адзьвинской площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка является изучение глубинного строения, геофизической характеристики разреза, выявление залежей нефти в отложениях каменноугольной, девонской систем и оценка их запасов по категории С₂, и частично C₁, а также выбор первоочередных объектов для постановки разведочного бурения.

Основанием для постановки поисково-оценочного бурения является:

- наличие лицензии НРМ 13610 НП, выданной ООО «НГК Горный», на геологическое изучение недр с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья на Северо-Воргамусюрском участке недр.

- наличие подготовленных к глубокому поисковому бурению Хоседаю-Неруюской структуры;

- наличие рифовых построек и связанных с ними пластов облекания в отложениях верхнего девона и перспективных пластов нижнекаменноугольного возраста, в которых были установлены признаки нефтеносности на Хоседаю-Неруюской структуре.

- перспективы нефтегазоносности, наличие выявленных залежей нефти на месторождениях гряды Чернышева и сопредельных районах.

В процессе поисково-оценочного бурения должны быть решены следующие геологические задачи:

- уточнение геологического строения района,

- выявление в разрезе нефтеперспективных комплексов, коллекторов, покрышек, определение их геолого-геофизических свойств;

- выделение, опробование и испытание нефтенасыщенных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа;

- определение емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов по данным лабораторных исследований и материалам ГИС и изучение их изменчивости по площади и разрезу;

- установление физико-химических свойств флюидов и изучение их изменчивости по площади и разрезу;

- получение сейсмогеологической характеристики разреза и определение скоростных характеристик пород для последующего их использования при проведении сейсморазведочных работ в пределах Северо-Воргамусюрского участка;

- оценка запасов нефти выявленных залежей по категориям С₂, и частично С₁.

В процессе проведения поисково-оценочного бурения необходимо осуществить следующий комплекс работ:

- отбор шлама;

- отбор кернового материала, в первую очередь из потенциально продуктивных горизонтов;

- промыслово-геофизические исследования;

- раздельное опробование возможно продуктивных пластов испытателем пластов;

- испытание в эксплуатационной колонне выделенных по материалам ПГИ продуктивных отложений с исследованием их на продуктивность;

- установление характеристик, определяющих выбор методов воздействия на призабойную зону с целью повышения коэффициента извлечения;

- отбор устьевых и глубинных проб пластового флюида;

- комплексный анализ кернового материала;

- анализ проб пластовых флюидов;

- скважинный сейсмокаротаж.

С целью опоискования прогнозируемых залежей нефти, связанных с рифогенными отложениями верхнего девона и подангидритовыми отложениями серпуховского яруса в сводовой части Хоседаюского купола планируется бурение поисково-оценочной скважины №10. Местоположение скважины по материалам 3D определено на пересечении профилей INL233 CRL247, на структурных картах ранее проведенных сейсмических исследований положение скважины соответствует - 350 м к северо-западу от пересечения сейсмопрофилей 4081 и 3681. Проектная глубина 2850 м скв. №10-Хоседаю установлена с учетом вскрытия на полную мощность рифовой постройки верхнефранского возраста и абсолютной отметки рельефа местности.

Таблица 2.2. Конструкция скважины

Характеристика конструкции скважины
№ п/п	Название колонны	Интервал установки по стволу скважины (по вертикали), м	Условный диаметр колонны, мм	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), м	Количество раздельно спуска частей, шт.	№ части колонны в порядке спуска	Интервал установки (по стволу) раздельно спускаемой части, м	Интервал подъема (по стволу) тампонажного раствора, м
		от	до					от	до	от	до
		(верх)	(низ)
1	Направление	0	50	426	490,0	1	1	50	0	50	0
2	Кондуктор	0	390	324	393,7	1	1	390	0	390	0
3	Промежуточная	0	1200	245	295,3	1	1	1200	0	1200	0
4	Эксплуатационная	0	2850	168	215,9	1	1	2850	0	1-я ступень
										2850	1450
										2-я ступень
										1450	0

Обоснование конструкции скважины
Наименование	Условный	Интервал (глубина)	Назначение колонны
колонн	диаметр,	спуска, м
	мм	от	до
Направление	426	0	50	Крепление устья скважины и верхней части зоны
				ММП. Обвязка устья скважины с циркуляционной системой
Кондуктор	324	0	390	Крепление зоны ММП и неустойчивых пород четвертичных и меловых отложений
				Башмак кондуктора устанавливается в отложения J3, для установки выбирается интервал сложенный глинами
Промежуточная	245	0	1200	Крепление и изоляция неустойчивых терригенных
				отложений юры, триаса и перми.
				Установка колонной головки и ПВО.
				Башмак колонны устанавливается в карбонатные
				породы P1ar.
Эксплуатационная	168	0	2850	Крепление и изоляция вскрытых отложений нижней перми, карбона и верхнего девона, разобщение и раздельное опробование выделенных по результатам исследований объектов
				Установка и размещение устьевого и подземного оборудования
				Обеспечение условий эксплуатации скважины при получении промышленных притоков нефти
Глубина установки башмака каждой колонны уточняется по данным геолого-геофизических исследований

Таблица 2.3. Характеристика буровых растворов

№ интервала	Интервалы бурения (по вертикали), м			Параметры бурового раствора
		Тип бурового раствора	Плотность кг/м3	Условная вязкость, с	Водоотдача (при ДР =0,7 МПа) см3/30 мин	СНС, дПа	рН	Песок % об.	Пластическая вязкость, мПа * с	Динамич. напряж. сдвига, дПа	Содержание KCl г/л	Содержание Са++, мг/л
						1 мин	10 мин
	от	до
1	0	50	Бентонитовый	1120	80-100	<15	-	-	8	-	-	-	-	-
2	50	390	Полимер	1120	50-80	<12	40-60	100-150	8-9	<1	-	-	-	<100
		бентонитовый
3	390	1200	Полимер	1120	40-60	8-10	40-60	100-150	8-9	<1	12-15	75-125	-	100-200
		бентонитовый
4	1200	2850	KCl - поли-	1120	40-60	6-8	25-50	50-100	9-11	<1	10-15	70-100	80-100	200-300
			гликолевый											600-700

Таблица 2.4. Оборудование для приготовления, очистки, переработки и дегазации буровых растворов

Наименование	Интервал применения оборудования, м
Оборудования
	бурение под	бурение под	бурение под проме-	бурение под экспл.
	направление	кондуктор	жуточную колонну	колонну
	0-50	50 - 390 м	390 - 1200 м	1200-2850 м
Оборудование для приготовления и утяжеления бурового раствора
Смеситель вакуумный
Гидравлический	+	+	+	+
Комплект оборудования для работы по безамбарной технологии
Вибросито	+	+	+	+
Пескоотделитель	+	+	+	+
Илоотделитель			+	+
Блок флокуляции
в модульном исполнении		+	+	+
Центрифуга		+	+	+
Оборудование для дегазации бурового раствора
Дегазатор вакуумный				при дегазации бурового раствора
Газосепаратор для бурового
Раствора

Таблица 2.5. Элементы компоновки бурильной колонны

Вид	Интервал	Состав и характеристика элементов бурильной колонны	Диаметр
техноло-	проведения	№		Длина	Нараста-	долота,
гической	работ, м	сек-	Типоразмер	секции,	ющая	мм
операции	от	до	ции		м	длина, м
Бурение без КЛС,	0	50	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	490,0
проработка			2	УБТС 203*80	14,0	50,0
Разбуривание	40	50	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	393,7
цем. стакана,			2	УБТС 203*80	36,0	72,0
бурение без КЛС			3	УБТС 178*71	8,0	80,0
Бурение с КЛС,	50	390	1	УБТС 229*90	9,0	9,0	393,7
проработка			2	8К 393,7 МС	1,3	10,3
при бурении и			3	УБТС 229*90	9,0	19,3
перед спуском			4	8К 393,7 МС	1,3	20,6
колонны			5	УБТС 229*90	18,0	38,6
			6	УБТС 203*80	36,0	74,6
			7	УБТС 178*71	72,0	146,6
			8	ВК 140*11Д	210,0	390,0
			9	ПК 127*9,2Е	ост.
Разбуривание	380	390	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	295,3
цем. стакана,			2	УБТС 203*80	36,0	72,0
бурение без КЛС			3	УБТС 178*71	72,0	144,0
			4	ВК 140*11Д	210,0	354,0
				ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение с КЛС,	390	1200	1	УБТС 229*90	9,0	9,0	295,3
проработка			2	К 295,3 МС	0,7	9,7
при бурении и			3	УБТС 229*90	9,0	18,7
перед спуском			4	К 295,3 МС	0,7	19,4
колонны			5	УБТС 229*90	18,0	37,4
			6	УБТС 203*80	36,0	73,4
			7	УБТС 178*71	72,0	145,4
			8	ВК 140*11Д	250,0	395,4
			9	ПК 127*9,2Е	ост.
Разбуривание	1190	1200	1	УБТС 178*71	180,0	180	215,9
цем. стакана,			2	ВК 140*11Д	250,0	430,0
бурение без КЛС			3	ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение с КЛС,	1200	2850	1	УБТС 178*71	9,0	9,0	215,9
проработка			2	10КСИ 215,9 СТК	0,5	9,5
при бурении и			3	УБТС 178*71	9,0	18,5
перед спуском			4	1КС 215,9 СТ	0,5	19,0
колонны			5	УБТС 178*71	162,0	181,0
			6	ВК 140*11Д	250,0	431,0
			7	ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение	1280	2850	1	УКР 172/100 «Кембрий»	16,1	16,1	215,9/
с отбором керна			2	10КСИ 212,7 СТК	0,5	16,6	/101,6
			3	УБТС 178*71	72,0	88,6
			4	ВК 140*11Д	250,0	338,6
			5	ПК 127*9,2Е	ост.
			5	ПК 127*9,2Е	2511,4	2850,0
Бурение без КЛС,	0	50	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	490,0
проработка			2	УБТС 203*80	14,0	50,0
Разбуривание	40	50	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	393,7
цем. стакана,			2	УБТС 203*80	36,0	72,0
бурение без КЛС			3	УБТС 178*71	8,0	80,0
Бурение с КЛС,	50	390	1	УБТС 229*90	9,0	9,0	393,7
проработка			2	8К 393,7 МС	1,3	10,3
при бурении и			3	УБТС 229*90	9,0	19,3
перед спуском			4	8К 393,7 МС	1,3	20,6
колонны			5	УБТС 229*90	18,0	38,6
			6	УБТС 203*80	36,0	74,6
			7	УБТС 178*71	72,0	146,6
			8	ВК 140*11Д	210,0	390,0
			9	ПК 127*9,2Е	ост.
Разбуривание	380	390	1	УБТС 229*90	36,0	36,0	295,3
цем. стакана,			2	УБТС 203*80	36,0	72,0
бурение без КЛС			3	УБТС 178*71	72,0	144,0
			4	ВК 140*11Д	210,0	354,0
				ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение с КЛС,	390	1200	1	УБТС 229*90	9,0	9,0	295,3
проработка			2	К 295,3 МС	0,7	9,7
при бурении и			3	УБТС 229*90	9,0	18,7
перед спуском			4	К 295,3 МС	0,7	19,4
колонны			5	УБТС 229*90	18,0	37,4
			6	УБТС 203*80	36,0	73,4
			7	УБТС 178*71	72,0	145,4
			8	ВК 140*11Д	250,0	395,4
			9	ПК 127*9,2Е	ост.
Разбуривание	1190	1200	1	УБТС 178*71	180,0	180	215,9
цем. стакана,			2	ВК 140*11Д	250,0	430,0
бурение без КЛС			3	ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение с КЛС,	1200	2850	1	УБТС 178*71	9,0	9,0	215,9
проработка			2	10КСИ 215,9 СТК	0,5	9,5
при бурении и			3	УБТС 178*71	9,0	18,5
перед спуском			4	1КС 215,9 СТ	0,5	19,0
колонны			5	УБТС 178*71	162,0	181,0
			6	ВК 140*11Д	250,0	431,0
			7	ПК 127*9,2Е	ост.
Бурение	1280	2850	1	УКР 172/100 «Кембрий»	16,1	16,1	215,9/
с отбором керна			2	10КСИ 212,7 СТК	0,5	16,6	/101,6
			3	УБТС 178*71	72,0	88,6
			4	ВК 140*11Д	250,0	338,6
			5	ПК 127*9,2Е	ост.
			5	ПК 127*9,2Е	2511,4	2850,0

Таблица 2.7. Способы, режимы бурения, расширки, проработки ствола скважины и применяемые КНБК (№10-Хоседаюская)

Интервал	Вид технологической операции (бурение, отбор керна, расширка, проработка)	Способ бурения	Условный номер КНБК (см. табл. 8.2)	Режим бурения	Скорость выполнения технол. операции, м/час
от	до				Осевая нагрузка, тс	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового р-ра, л/с
0	50	Бурение без КЛС	Роторный	1	с/н	80-90	48,0	10,0
0	50	Проработка	Роторный	1	с/н	80-90	48,0	25,0
40	50	Разбур.цем. стак.	Роторный	2	3-4	80-90	48,0	5,00
50	80	Бурение без КЛС	Роторный	2	16-18	80-90	48,0	10,00
80	390	Бурение с КЛС	Роторный	3	16-18	80-90	48,0	10,00
50	390	Проработка	Роторный	3 или 4	5-6	80-90	48,0	25,00
380	390	Разбур.цем. стак.	Роторный	5	3-4	80-90	40,0	5,00
390	420	Бурение без КЛС	Роторный	5	16-18	90-120	40,0	15,00
420	525	Бурение с КЛС	Роторный	6	16-18	90-120	40,0	15,00
525	1060	Бурение с КЛС	Роторный	6	16-18	90-120	40,0	8,00
1060	1200	Бурение с КЛС	Роторный	6	16-18	90-120	40,0	4,00
390	1200	Проработка	Роторный	6 или 7	5-6	80-90	40,0	25,00
1190	1200	Разбур.цем. стак.	Роторный	8	3-4	60-80	24,0	5,00
1200	1230	Бурение без КЛС	Роторный	8	16-18	80-120	24,0	3,00
1230	1280	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	80-120	24,0	3,00
1280	1290	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	2,50
1290	1575	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	3,50
1575	1585	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,50
1585	1595	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,50
1595	1607	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,50
1607	1860	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,50
1860	1872	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,50
1872	1885	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,50
1885	1897	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,50
1897	1945	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,50
1945	1957	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
1957	2205	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,00
2205	2215	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2215	2225	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2225	2300	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	2,00
2300	2310	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2310	2410	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	1,80
2410	2420	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2420	2500	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	1,80
2500	2510	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2510	2585	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	1,80
2585	2595	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2595	2660	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	1,50
2660	2677	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
2677	2845	Бурение с КЛС	Роторный	9	16-18	70-60	24,0	1,50
2845	2850	Отбор керна	Роторный	10	5-7	60-80	24,0	1,00
1200	2850	Проработка	Роторный	9 или 11	3-5	60-80	24,0	25,00

Таблица 2.8 Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град	Горизонтальное отклонение, м	Длина по стволу, м
От (верх)	До (низ)		в начале интервала	в конце интервала	За интервал	общее	интервала	общая
			Скважина вертикальная

Заданием на проектирование предусмотрено, что скважина №10-Хоседаюской площади (2850 м) принята в качестве вертикальной. Для поисково-разведочных скважин, бурящихся в складчатых областях, отход забоя от вертикали, проходящей через устье, согласно «Инструкции по бурению наклонно-направленных скважин» РД 39-2-810-83, М., ВНИИБТ, 1983, не должен превышать 5% от проектной глубины, то есть забой скважины должен быть размещен в «круге допуска» радиусом 142,5 м.

В тектоническом и геологическом отношении разрез площади изучен недостаточно. Бурение скважин №6 и №3 на Хоседаю-Неруюской площади сопровождалось естественным искривлением ствола скважины. При бурении «гладкой» компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) на скважине №6 значение зенитного угла в интервале 875-1550 м относительно равномерно возросло с 1.5 до 5.0 градусов. Азимут при этом менялся с 285 до 265 градусов. В дальнейшем наблюдалось снижение зенитного угла до 3 (+/-0.5) градусов, а максимальное значение азимута отмечено в интервале 1900 м и составило 305 градусов. На глубине забоя 4700 м показания зенитного и азимутального углов составили 3.0 и 145 градусов соответственно.

При бурении скважины №3 изменение зенитного угла с 1.5 градусов началось с глубины 2150 м и достигло значения 8 градусов в интервале 2650 м. В последующем произошло стабильное снижение зенитного угла до 3.5 градусов (3100 м). До глубины 2225 м азимут равнялся 90 градусам, далее примерно 110 градусам (+/-5 град.).

Применялся роторный способ бурения, использовались КНБК из УБТ 219, УБТ 203 и УБТ 178 без включения в них опорно-центрирующих устройств. По скважине №3 в керновом материале с интервала 2228-2233 м отмечена косослоистость до 30-80 градусов, а угол напластования пород в интервале 2742-2750 м достигают 40-45 градусов.

Характер изменения значений зенитного угла и азимута с точками замера через 25 м по скважинам №3 и №6-Хоседаю-Неруюской площади приведены в приложении 2.

Согласно структурной карте, построенной по подошве отражающего горизонта IIIf-fm (D₃f-fm), проектируемая скважина находится в сводовой части одноименной структуры, где углы напластования, в зависимости от глубины, составляют от 30-50 до 70-80 градусов.

Для облегчения и ускорения проработки под очередную обсадную колонну рекомендуется расположить один полноразмерный калибратор соответствующего размера (по диаметру долота) на расстоянии 8-9 м от долота, который следует заменить новым по мере износа диаметра лопастей до 3-4 мм от первоначального. Второй опорный элемент (центратор) КНБК устанавливается на расстоянии 9-18 м от калибратора или 18-27 м от долота. Составы КНБК с опорно-центрирующими элементами для бурения под очередную обсадную колонну приведены в таблице 8.2.1.

При следующем условии, что началось естественное искривление ствола скважины с момента забуривания и до достижения проектной глубины с постоянной величиной зенитного угла в 2,85 градуса, отход забоя от вертикали составит не более 141,7 м, следовательно, попадание в «круг допуска» будет достигнуто.

Перед спуском обсадных колонн проработка ствола скважины производится той же компоновкой, что и при бурении этих интервалов. При этом количество УБТС 178*71 может быть уменьшено, но должно быть достаточным для обеспечения требуемой осевой нагрузки на долото. Возможен также вариант с включением в КНБК эксцентричных элементов (взамен калибратора) КЭР-394, КЭР-295 и КЭР-215, расположенных на расстоянии 8-9 м от долота.

В процессе бурения следует проводить периодические замеры величины зенитного угла, что позволит, при необходимости, корректировать траекторию ствола скважины.

2.3 Организационная структура управления производством

Организационная структура - это состав, взаимосвязь и подчинённость подразделений, служб и отдельных исполнителей, выполняющих в совокупности все функции управления цехами, участками и службами предприятия.

Организационная структура предприятия включает следующие подразделения:

производственную структуру предприятия;

структуру аппарата управления производством;

подразделения предпроизводственной стадии;

подразделения социальной инфраструктуры.

Пол производственной структурой предприятия понимается состав, взаимосвязь и подчиненность цехов, участков и служб предприятия, взаимосвязанных кооперацией труда по выпуску продукции, выполнению комплекса работ и оказанию услуг.

Производственном структура предприятия включает:

I. Подразделения основного производства, которые формируются в рамках основных производственных процессов предприятия в виде основных цехов.

Основной цех - это административно-обособленная часть предприятия, выполняющая отдельную стадию изготовления продукции, характеризующуюся определенной технологической завершенностью.

Основные цехи в бурении - вышкомонтажный цех, районные инженерно-технические службы, цехи крепления и освоения скважин, создаваемые для выполнения основных производственных процессов: вышкостроение, бурение, крепление и испытание.

Основные цехи в добыче нефти и газа - это цех поддержания пластового давления, цехи по добыче нефти и газа, цех комплексной подготовки и перекачки нефти, цех капитального подземного ремонта скважин, осуществляющие следующие основные производственные процессы: поддержание пластового давления, непосредственная добыча нефти и газа, внутрипромысловая перекачка и подготовка нефти, подземный ремонт скважин.

Вспомогательные цехи: заняты изготовлением продукции (пар, вода, электро- и теплоэнергии), выполнением работ и услуг потребляемых внутри предприятия и отпускаемых на сторону (ремонтные работы, пароводоснабжение).

Вспомогательные цехи - ПРЦБО (прокатно-ремонтный цех бурового оборудования), ПРЦТ и Т, ПРЦЭО и Э, цех ПВС, ЦАП, лаборатория промывочных жидкостей.

Обслуживающие цехи осуществляют транспортное обслуживание, энергообеспечение и материально-техническое снабжение основных и вспомогательных цехов, с целью обеспечения ритмичного производственного процесса.

Обслуживающие цехи - автотранспортные цехи и складское хозяйство.

На формирование производственной структуры буровых предприятий влияют следующие факторы:

- масштаб буровых работ;

- природно-геологические условия;

- организация буровых работ;

- техническая оснащённость буровых работ.

В нефтяных регионах при больших ОАО по добыче нефти и газа создаются:

- управления автомобильного транспорта (УАТ), которые выполняют транспортное обслуживание всех предприятий, входящих в АНК.

- базы производственного обслуживания, выполняющие текущий ремонт оборудования.

- управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования, осуществляющие материально-техническое обеспечение всех предприятий, входящих в АНК (УПТО и К).

Цех крепления скважин производит работы ЦКС или тампонажные работы, связанные с цементированием колонн, зон поглощения промывочной жидкости.

Цех освоения скважин производит работы по вызову притока нефти и газа из пластов.

Цех пароводоснабжения (ПРС) занимается обслуживанием котельных и насосных, обеспечивающих буровые паром и водой

Производственный процесс бурения скважин круглосуточно контролируется центральными и районными инженерно - технологическими службами: ЦИТС и РИТС.

Функции ЦИТС:

1.организуют и контролируют выполнение суточных заданий по бурению скважин с ежедневным анализом производственных ситуаций;

2.осуществляют координацию деятельности основного и вспомогательного производства;

3.организуют сбор и первичную обработку информации через АСУ о суточной деятельности основного производства;

4.принимают меры по ликвидации аварий и осложнений, оперативно решают вопросы о переброске рабочей силы, техники и транспорта при аварийных ситуациях;

ЦИТС работает в одну смену. Включает квалифицированных горных инженеров и контролирует деятельность РИТС.

Функции РИТС:

1.обеспечение выполнения сменных и суточных заданий по бурению, испытанию и сдаче скважин;

2.устранение причин отклонений от выполнения сменных и суточных заданий;

3.обеспечение круглосуточного инженерного контроля за соблюдением установленных технологических режимов и устранения причин отклонения от этих режимов;

4.контроль и организация своевременного материально-технического обеспечения буровых;

5.организация работ по ликвидации аварий и осложнений;

6.контроль за соблюдением правил техники безопасности и охраны труда на буровых.

РИТС работают круглосуточно. В этой службе заняты квалифицированные горные инженеры, работающие в две смены по 12 часов или в три смены по 8 часов. В различных районах ведения буровых работ РИТС контролирует деятельность от двух до пяти буровых бригад.

Количественный и квалификационный состав вахты буровой бригады зависит от глубины скважины и вида привода буровой установки.

Состав вахты бригады по испытанию скважин зависит от вида применяемого при испытании скважин оборудования.

Основные профессии рабочих буровых бригад бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, дизелист-моторист буровых установок, помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ при электробурении.

Основные профессии рабочих бригад по испытанию скважин: бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, помощник бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ, дизелист-моторист буровых установок, машинист подъёмника по опробованию скважин.

Вышкомонтажные работы включают монтаж, демонтаж и транспортировку бурового оборудования.

Вышкомонтажные работы составляют 10% цикла строительства скважины, на их долю приходится 7-8% стоимости строительства скважин. На уровень трудоёмкости и себестоимости вышкомонтажных работ влияют следующие факторы:

- природно-климатические условия;

- глубина бурения скважины;

- метод монтажа бурового оборудования;

- уровень механизации и автоматизации вышкомонтажных работ;

Основным фактором является метод монтажа буровых.

Основное производство вышкомонтажного управления включает вышкомонтажные цехи или районные инженерно-технологические службы и механизированную индустриальную базу. Вспомогательное производство, как правило, включает цех строительных механизмов и машин, ремонтно-механическую

мастерскую, электроцех, цех резино - тканевых укрытий, плотнично - заготови-тельный цех с пилорамой и подготовительный участок.

Основным звеном ВМУ являются вышкомонтажные бригады, количественный и квалификационный состав которых зависит от метода монтажа, высоты вышки и типа буровой установки.

В состав вышкомонтажных бригад входят в зависимости от типа сооружаемой буровой установки, вышкомонтажник (бригадир) 5 или 6 разряда, вышкомонтажники разных разрядов, вышкомонтажники - сварщики и вышкомонтажники - электромонтёры.

Направления повышения эффективности вышкомонтажных работ:

1.повышение транспортабельности и монтажеспособности буровых установок;

2.стандартизация и унификация монтажных схем;

3.создание и внедрение эффективных транспортных средств;

4.повышение уровня механизации и автоматизации вышкомонтажных работ.

Расшифровка принятых в структуре сокращенных наименований:

1. ПО - производственный отдел

2. ТО - технический отдел

3. ОКС - отдел капитального строительства

4. ГО - геологический отдел

5. ОГМ - отдел главного механика

6. ОГЭ - отдел главного энергетика

7. АСУ - отдел автоматизации систем управлиния

8. ОПЭБиОТ - отдел промышленной, экологической безопасности и охраны труда

9. ПЭО - планово-экономический отдел

10. ПСО - проекнто-сметный отдел

11. ООТиЗ - отдел организации труда и заработанной платы

12. ОМТС - отдел материальнотехнического снабжения

13. ОК - отдел кадров

14. АХО - административно-хозяйственный отдел

15. ОВП - отдел вахтовых перевозок

16. ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба

17. РИТС - районная инженерно-технологическая служба

18. ЦПЖиСО - цех промывочной жидкости и систем очистки

19. ЦКПБ - цех по контролю за процессом бурения

20. БПО - база производственного обслуживания

21. ПРЦБО - прокатно-ремонотный цех бурового оборудования