- •Дневник
- •1 Основные цели и задачи производственной деятельности нгду «бавлынефть»
- •1.1. Организационно-правовая форма и форма собственности
- •1.2. Основные цели, задачи, виды деятельности предприятия
- •1.3. Перспективы развития предприятия
- •2 Организации производственного процесса на предприятии (способы добычи нефти, бурения, видов ремонтов) нгду «бавлынефть»
- •2.1. Разработка нефтяных и газовых месторождений нгду «бавлынефть»
- •2.2. Объекты сбора и подготовки нефти в нгду «Бавлынефть» за 2010 год
- •2.3. Работа нгду «Бавлынефть» в области защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии
- •3 Издержки производства, классификация затрат на производство продукции смета затрат на производство, калькуляция производства продукции
- •3.1. Смета затрат на производство
- •3.2. Калькуляция производства продукции
- •4 Состав и структура инвестиций и инноваций, а также научно-технический прогресс и его эффективность в деятельности нгду «Бавлынефть»
- •4.1. Автоматизация в нгду «Бавлынефть» в 2010 году
- •4.2. Рационализаторские предложения, как неотъемлемая часть деятельности предприятия
- •4.3. Экономическая эффективность от внедрения отм, гтм
- •5 Охват нормированием труда по нгду «бавлынефть»
- •5.1. Организационная структура предприятия
- •5.2. Управление персоналом предприятия
- •5.3. Оплата труда работников предприятия
- •6 Основы планирования деятельности предприятия
- •6.1. Планирование деятельности нгду «Бавлынефть»
- •6.2. Управление запасами и движением товаров в организации
- •7 Использование компьютерных систем в нгду «бавлынефть»
- •7.1. Информационная система управления
- •7.2. Компьютерные сети
- •8 Финансово-экономическое состояние нгду «бавлынефть»
- •8.1. Финансовый план предприятия
- •8.2. Расчет налогов уплачиваемых предприятием
- •8.3. Организация бухгалтерского учета на предприятии
- •Квартальное премирование
- •Месячное премирование
2.2. Объекты сбора и подготовки нефти в нгду «Бавлынефть» за 2010 год
В НГДУ «Бавлынефть» имеются два технологических парка, два товарных парка, одна установка подготовки нефти (УПН), одна установка очистки сточных вод на УПН, шесть установок предварительного сброса пластовых вод с предварительной очисткой: в ЦППН, на Сабанчинском, Тат. Кандызском, Бавлинском месторождениях, Южной площади Ромашкинского месторождения, на Матросовском месторождении. Работа идет по герметизированной схеме.
В технологическом парке УПС-ЦППН построено 8 резервуаров РВС-5000 № 1,2,3,4,16,17,18,19 и 5 резервуаров РВС-2000 №9,10,11,12,13. Эксплуатация резервуаров ведется совместно с ЗАО «Татех».
Девонская эмульсия с обводненностью 86,2% поступает в сепараторы, где проходит 2 ступень сепарации при давлении 0,1 МПА. Выделившейся газ поступает в РВС №11, затем эмульсия из сепараторов самотеком поступает в резервуары №16,17, где проходит отстой сточной воды до остаточного содержания ее в нефти до 0,16%. Сточная вода из резервуаров №16,17 отводится в резервуары подготовки воды №18,19. Частично обезвоженная нефть с резервуаров №16,17 сырьевыми насосными агрегатами откачивается на установку.
Для девонской нефти построен девонский товарный парк:
РВС-2000 №21,22 – технологические для сырьевой нефти
РВС-5000 №26,27,28,29,30,31 – для товарной нефти
В товарном парке для высокосернистой нефти построено 8 резервуаров РВС-2000:
РВС-2000 №9,11,13 – технологические для сырой нефти
РВС-2000 №6,10,12,14 – для товарной нефти
РВС-2000 №8 – для подготовки воды
Частично обезвоженная девонская эмульсия откачивается с УПС-ЦППН через 2 ступень сепарации в РВС №22, переходит в РВС №21 и подается на блок сырьевым насосным агрегатом.
Отстоявшаяся сточная вода из резервуара РВС №22 откачивается в систему ППД. Сырая девонская эмульсия прокачивается через теплообменники, где нагревается до 23-25 градусов, далее через пароподогреватели поступает через каплеобразователь в отстойники 1 ступени. Из данных отстойников эмульсия поступает в отстойник 2 ступени.
Обезвоженная нефть из отстойника 2 ступени поступает на обессоливание в электродегидраторы. В поток нефти перед электродегидраторами через смеситель подается промывочная вода в объеме 1,5%.Из электродегидраторов обессоленная нефть через теплообменники поступает на ступень горячей сепарации и направляется в РВС №6,10,12,14 товарной нефти, откуда откачивается в Бавлинскую ЛПДС. Для сокращения выбросов в атмосферу от резервуаров предусмотрена установка улавливания легких фракций ЗАО «Татех».
Вся добытая в НГДУ жидкость в процессе сбора и транспорта на месторождениях проходит внутритрубную деэмульсацию. Для путевой деэмульсации нефти в НГДУ израсходовано 178,9 тн. деэмульгатора, что составляет 100,0% от всего расхода НГДУ. Количество точек дозирования деэмульгаторов составляет 108 [6].
2.3. Работа нгду «Бавлынефть» в области защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии
В 2010 году в области защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии НГДУ «Бавлынефть» исследовало на содержание СВБ 991 объектов. Была произведена бактерицидная обработка на ДНС, КНС, ГЗУ и объектах УПН. На 1 января 2011 года использовано 398 тонн ингибиторов коррозии. Произведены работы по монтажу, замене, ревизии и демонтажу на 28 узлах коррозионного контроля, обработана кровля и верхние пояса антикоррозионным раствором на 26 РВС.
Все дозаторы, подающие ингибитор коррозии на УПС и ДНС работают в автоматическом режиме запуска и остановки в зависимости от состояния перекачивающих насосов. Был подобран химический реагент и оптимальные дозировки для предотвращения солеобразования.
Осуществляется постоянный контроль за соблюдением режимов работы дозаторных установок; за отбором проб со скважин и всех ГЗУ; за содержанием кислотно-щелочной среды в жидкости, после ремонтов скважин с применением, для очистки при забойной зоны, жидкостей с кислотосодержащими компонентами [5].