Сибстройнефтегаз-работоспособная команда. Сибирь нефть строй


Сибстройнефтегаз-работоспособная команда

ООО «Сибстройнефтегаз» - быстроразвивающаяся  компания, которая за достаточно короткое время нашла свою нишу на рынке строительных услуг и составила достойную конкуренцию остальным предприятиям в данной области, работающим  в городе  Томске  не первый год. Причина тому - безукоризненное и своевременное исполнение заказов,  гибкость мышления управленческого персонала и,  что немаловажно,  это хорошо подобранный кадровый состав коллектива.

Председателем совета директоров ООО «Сибстройнефтегаз» является Мишин Сергей Эдуардович, зарекомендовавший себя как опытный, ответственный и добросовестный руководитель предприятия, которыйсумел создать профессиональную, сплоченную и работоспособную команду.

При росте предприятия возросла потребность в управленческих кадрах, а так же в хорошо обученных специалистах. За восемь лет деятельности предприятия коллектив увеличился с 40 до 350 человек, из них только 50 работники ИТР. Создана единая слаженная команда, которой под силу выполнять самые сложные задачи, поставленные перед ней. Кадровый состав постоянно пополняется в связи с растущими объемами работ. Можно сказать, что лидерство любого предприятия во многом определяет качественно подобранный персонал: от управленцев до рабочих. Ведь главная задача, которой посвящена работа предприятия – это безукоризненная сдача объекта, вовремя и без задержек.

Наиболее объективно характеризуют возможности компании качественные характеристики введенных в эксплуатацию объектов. Строгое соблюдение ООО «Сибстройнефтегаз» технологических норм обеспечивает безопасность сооружаемых объектов. При этом компания берет на себя функции согласования с проектными институтами выявленных в ходе строительных работ дефектов или неточностей проектной документации. Так же предприятие осуществляет экологическое планирование строительных работ, что снижает негативное воздействие на окружающую среду.

Гибкая политика компании по внедрению новых технологий и использованию современных материалов позволяет оперативно реагировать на требования современного рынка и успешно решать сложные технологические задачи.

sibstroy.net

Снова в строй – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

В «Газпром нефти» создана автоматизированная система мониторинга неработающего фонда скважин.

Текст: Вячеслав Калинин

Вопрос увеличения извлекаемой доли геологических запасов углеводородов, и в первую очередь из разрабатываемых месторождений, — сегодня один из самых актуальных для российской нефтянки. Критерием рационального использования запасов является коэффициент извлечения нефти (КИН), который в среднем по основным месторождениям России находится на уровне 0,28–0,3, то есть объем добываемой нефти не превышает 28–30% от геологических запасов залежи. Нарастить КИН можно различными способами, в том числе и вовлекая в работу ранее остановленные эксплуатационные скважины.

ЗАВЕТНЫЙ КИН
24 571 единицу составлял неработающий фонд нефтяных скважин в России к октябрю 2011 года

Наиболее оптимистичные экспертные оценки сводятся к тому, что широкое использование инновационных технологий добычи вкупе с рациональным и в то же время массовым вводом в работу некогда остановленных скважин может дать прибавку в 7–8% коэффициента извлечения нефти. В целом же по российским месторождениям увеличение КИНа только на 1% сопоставимо с вводом в эксплуатацию нового месторождения с запасами в 100–150 млн тонн нефти.

В то же время, по данным федерального государственного унитарного предприятия «Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса» (ГП ЦДУ ТЭК), к октябрю 2011 года неработающий фонд нефтяных скважин в России составлял 24571 единицу (15,3% от всего эксплуатационного фонда). Одна из причин такой негативной тенденции состоит в том, что разработка большинства крупных месторождений находится в завершающей стадии и характеризуется ухудшением геолого-промысловых условий и снижением экономических показателей.

Актуален вопрос повышения КИНа на действующих месторождениях и увеличения доли извлекаемых запасов на новых активах в Восточной Сибири и на Ямале и для «Газпром нефти». Несмотря на высокую обводненность залежей и непростые условия извлечения, объемы нефти, остающиеся в недрах, более чем достаточны для сохранения целесообразности ее добычи. Особенно актуальна задача сокращения неработающего фонда скважин и вовлечения в разработку дополнительных запасов для «старых» нефтедобывающих предприятий компании, в первую очередь «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» (ННГ) и «Муравленковскнефти». На 1 июня 2010 года в ННГ насчитывалось 7606 неработающих скважин. Рентабельность возврата скважины в эксплуатацию зависит от ряда постоянно меняющихся факторов. Самые важные из них: цена на нефть, стоимость геолого-технических мероприятий, необходимых для возврата скважины в действующий фонд, наличие работоспособной инфраструктуры. Учет этих основополагающих причин, а также необходимость постоянного пересмотра уровня рентабельности при изменении внешних факторов, как по каждой конкретной скважине, так и в целом по месторождению, находящемуся в процессе разработки, требует больших затрат. В то же время вовлечение в работу значительного количества рентабельных скважин из бездействующего фонда позволяет повысить КИН на действующих месторождениях и в конечном счете увеличить прибыль компании. Поэтому на рубеже 2009–2010 годов руководство компании поставило перед Научно-техническим центром «Газпром нефти» и добывающими предприятиями задачу по созданию эффективной системы мониторинга неработающего фонда.

15 ЛЕТ ЗА ДВОЕ СУТОК
30% от геологических запасов залежи составляет средний объем добываемой нефти

Специалисты компании рассчитали, что использование современной автоматизированной системы позволит в несколько раз сократить затраты на анализ рентабельности неработающих скважин при принятии решения об их восстановлении. Группа разработчиков комплекса «Автоматизированная система мониторинга неработающего фонда» была создана в структуре Блока технологий Научно-технического центра и за 2010–2011 годы в целом завершила работу по созданию программного продукта, с помощью которого появилась возможность решения трех основных задач: анализа ситуации по неработающему фонду скважин, подбора геолого-технических мероприятий (ГТМ) и оценки рентабельности вывода скважин из бездействия. Разработчики создали простой и удобный интерфейс, доступный рядовому пользователю при условии, что он знаком с основными профессиональными вопросами разработки нефтяных месторождений и имеет представление о планировании и проведении ГТМ. По словам начальника отдела техники и технологии добычи нефти «Газпромнефть НТЦ» Владислава Зацепина, консолидированная в программном комплексе база данных по фонду скважин конкретного месторождения позволяет помочь в решении нескольких серьезных производственных задач. Программа точно обозначит скважины, составляющие неработающий фонд, и выдаст первичную информацию о причинах их остановки: исчерпание запасов, авария и так далее. Дальнейший пошаговый анализ в ходе углубления в проблематику конкретного месторождения укажет граничные значения запасов, показатели дебитов и обводненности скважин, стоимость нефти при добыче в текущий момент и другие важнейшие параметры и в итоге осуществит подбор необходимых ГТМ. Как утверждают разработчики, одним щелчком мыши можно вызвать информацию по любой из скважин, находящейся в неработающем фонде, в том числе — историю разработки, проведение операций по исследованию, результаты каротажа, проведенные ремонты и так далее. Венцом процесса анализа неработающего фонда месторождения является ранжирование скважин, то есть составление списка объектов, удовлетворяющих технологическим и экономическим критериям для возобновления работы. По предварительным расчетам, на ручной анализ проблематики, связанной с выводом конкретной скважины из бездействия, специалист может потратить до 28,5 тыс. рабочих часов (14,2 года рабочего времени). В автоматическом режиме с использованием созданного программного продукта время для оценки результатов расчета и отбора скважины-кандидата сокращается до 48 часов.

АВТОМАТИЗАЦИЯ В ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЕ
Более 200 скважин запланировано вывести из бездействия в 2012 году только в «Муравленковскнефти»

Созданный специалистами НТЦ программный комплекс проходит обкатку на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Муравленковскнефти». Для комплексного испытания был выбран весь массив неработающего фонда скважин ННГ, в «Муравленковскнефти» для демонстрации программы использовались данные по Муравленковскому и Суторминскому месторождениям. В ходе демонстрации разработчики по заданию сотрудников нефтедобывающего предприятия в режиме онлайн показали, какие операции может осуществлять пользователь программы. По нескольким параметрам, заданным специалистами добывающих предприятий, сотрудники НТЦ буквально за несколько минут отобрали необходимое количество скважин — кандидатов для проведения ГТМ из состава неработающего фонда. В итоге было принято решение о соответствии комплекса техзаданию. Удаленный доступ к программному комплексу получили все добывающие предприятия компании. По мнению начальника отдела по работе с пластом «Газпромнефть-ННГ» Андрея Липлянина, комплекс имеет свои достоинства: «Созданная программа полезна тем, что содержит базу данных по неработающему фонду «Газпром нефти», в ней организован расчетный модуль для оценки потенциала всех скважин неработающего фонда, а также производится экономическая оценка планируемых мероприятий. В настоящий момент мы освоили и используем в повседневной работе программный комплекс NGTSmart, который позволяет проводить анализ всего фонда скважин. И было бы целесообразнее интегрировать в NGT этот программный комплекс, чтобы пользоваться одной программой. Заместитель начальника отдела стимуляции пласта «Муравленковскнефти» Алексей Шорохов также считает, что у программы имеется потенциал, который нефтяникам необходимо использовать в работе: «На мой взгляд, у программы есть несколько моментов, которые не реализованы в других аналогичных продуктах: например, с ее помощью достаточно быстро и качественно ведется подбор скважин — кандидатов на проведение комплекса ГТМ. При условии дальнейшей адаптации комплекса и ее интеграции с другими специальными программами она сможет стать хорошим подспорьем в работе профессионалов». Производственные программы нефтедобывающих предприятий «Газпром нефти» в 2012 году предусматривают проведение больших объемов различных геолого-технических мероприятий. Например, только в «Муравленковскнефти» запланировано вывести из бездействия более 200 скважин. В основном это будут операции по гидроразрыву пласта, их планируется провести на 78 объектах, зарезка боковых стволов запланирована на 40 скважинах, еще 22 скважины будут углублены до нового проектного горизонта. Кроме того, нефтяники намерены вывести из бездействия еще около 100 скважин, на которых добыча, по подсчетам специалистов, рентабельна в текущих экономических условиях.

www.gazprom-neft.ru

Документы по нефть Западной Сибири

Реконструкция энергообъектов в Западной Якутии для нужд ВСТО завершится в 2017 году

Компания «ДВУЭК» выбрала генподрядчика для расширения и реконструкции объектов электросетевого хозяйства в Западном энергетическом районе Якутии. Это необходимо для покрытия перспективных нагрузок нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). Все работы будут завершены в 2017 году, сообщили сегодня в пресс-службе компании «ДВУЭК». «По итогам открытого одноэтапного конкурса договор генерального подряда заключён с краснодарской компанией «Строй Газ Инвест». Согласно условиям договора, все...

30 Декабря 2016 в 15:02 "Газпром нефть" получила три новых участка в ХМАО для освоения баженовской свиты

"Газпром нефть" получила лицензии на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородов на лицензионных участках Юильский-3, Ляминский-6 и Северо-Итьяхский-1 в Ханты-Мансийском автономном округе. Выбор данных участков был выполнен на основе региональной оценки перспектив освоения баженовской свиты, отмечает компания. Ближайшие задачи проекта – подтверждение прогнозных перспектив нефтегазоносности и установление особенностей распространения нетрадиционных запасов. Юильский-3...

7 Октября 2015 в 19:41 Роснефть начала эксплуатационное бурение на Западно-Эпасском месторождении

ООО "РН-Уватнефтегаз" ― дочерняя компания Роснефти ― приступило к бурению первых эксплуатационных скважин на Западно-Эпасском месторождении Уватского проекта (Тюменская область). Это месторождение стало четвёртым введенным в эксплуатацию в 2015 году ― ранее в рамках проекта были введены Протозановское, Южно-Гавриковское и месторождение им. Малыка. Западно-Эпасское месторождение расположено в пределах Восточного центра освоения Уватского проекта, его извлекаемые запасы превышают 17 млн...

30 Сентября 2015 в 19:59 Третий энергоблок газотурбинной электростанции, работающей на попутном нефтяной газе, пущен на Повховском месторождении Югры

Символический старт новому энергообъекту дали губернатор Наталья Комарова и президент нефтяной компании "ЛУКОЙЛ" Вагит Алекперов, сообщает пресс- служба губернатора. Повховское нефтяное месторождение было открыто в 1978 году и названо в честь первооткрывателя Самотлора и других месторождений - бурового мастера Степана Повха. Разработкой месторождения занимается ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь". За все время эксплуатации добыто 207,8 млн тонн нефти. На территории Повховского месторождения...

19 Февраля 2013 в 12:11

peretok.ru

Транснефть-Западная Сибирь завершила монтаж узлов запорной арматуры на магистральном нефтепроводе Омск-Иркутск

В Омском районном нефтепроводном управлении (РНУ) продолжаются работы по внедрению программы безамбарной технологии откачки нефти в ходе ремонтов.Об этом 22 июня 2016 г сообщает Транснефть.

В период плановой остановки магистрального нефтепровода (МНП) Омск-Иркутск Транснефть-Западная Сибирь завершила монтаж узлов запорной арматуры (УЗА), в том числе шиберных задвижек диаметром 700 мм (ДУ-700).

Работы проводились в рамках реализации программы техперевооружения и внедрения технологии безамбарной откачки нефти, которая позволяет опорожнять нефтепровод через вантузы при проведении ремонта МНП, что полностью исключает использование земляных амбаров и повышает уровень промышленной и экологической безопасности при эксплуатации МНП.

В зоне ответственности управления в 2016 г в рамках внедрения безамбарной технологии запланирована установка 11 узлов запорной арматуры.Сегодня монтаж 11 УЗА полностью осуществлен.

Кроме этого специалисты выполнят работы по реконструкции и техническому перевооружению около шести километров линейной части магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) Омского РНУ, а также 5 переходов МНПП через автомобильные дороги.

При проведении строительно-монтажных работ на участках МНП Омск-Иркутск была использована запорная арматура отечественного производства, в том числе шиберные задвижки, оснащенные электроприводами, а также применены современные материалы для изоляции сварочных стыков — ленточное полимерно-битумное покрытие и термоусаживающиеся манжеты.

Данные материалы повышают стойкость к почвенной коррозии, механическим воздействиям и катодному отслаиванию.Сегодня на участках МНП Омск-Иркутск продолжаются общестроительные работы, установка вантузных колодцев и колодцев отбора давления, монтаж площадок обслуживания задвижек и ограждения УЗА.Затем будет проведена техническая и биологическая рекультивация земельных участков.

www.meridian-stroy.su