Разработка скважин бухарского месторождения - отчет по практике. Отчет о практике специальности разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Производственная и организационная структура нгду

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru/

Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЁТ

По учебной практике, проходившей в НГДУ “Лениногорскнефть”, учебный полигон, НГДУ «Елховнефть»

Место прохождения практики г. Альметьевск

Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ

г. Альметьевск 2012

С одержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Трест по добыче нефти и газа «Альметьевнефть» образован 1 октября 1952 года на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть» ПО «Татнефть». В 1954 году он был преобразован в нефтепромысловое управление, в 1970 году -- в НГДУ «Альметьевнефть". «НГДУ Альметьевнефть - современное промышленное предприятие с шестью комплексно -автоматизированными нефтепромыслами, мощной развитой высокомеханизированной ремонтной базой, подразделениями вспомогательного и подсобного производства, широкой сетью социальных, культурно-бытовых, торговых объектов и производств.

Сегодня в состав управления входят:

6 цехов по добыче нефти и газа;

2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

цех по приему и сдаче нефти;

цех поддержания пластового давления;

10 цехов вспомогательного производства;

жилищно-коммунальное хозяйство.

Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения.

Организация производственных процессов в НГДУ «Альметьевнефть»:

ОППД" отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

ЦИТС обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

ТОДНиРП- технологический отдел по добыче нефти и развитию производства, Главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

ОKPC - обеспечение качественного ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ООСС- отдел организации строительства скважин осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

CПСН служба по приему - сдаче нефти. Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений ОАО «Татнефть» и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

СПБиОТ - служба промышленной безопасности и охраны труда (Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении. Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

ОМТСиКО отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования. Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

ТОРНиГМ - технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений. Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

СОИ - служба обработки информации. Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

ПООМ - производственный отдел по обустройству месторождений. Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

ОЭР и П - отдел экономических расчетов и прогнозирования. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

ООТиЗП - отдел организации труда заработной платы. Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

ОКС - отдел капитального строительства. Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых ОАО «Татнефть» и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ «Альметьевнефть» по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ «Альметьевнефть» и разработка предложений по его улучшению.

ПСО - проектно - сметный отдел. Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

ЦДНГ - цеха по добыче нефти и газа. Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин. Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

ЦПСН - цех по приему-сдаче нефти. Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения.

Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

ТЭЦ - теплоэнергетический цех. Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, ОАО «Татнефть» с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

АУТТ-1 - Альметьевске управление технологического транспорта. Главной задачей АУТТ-1 является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

ЦАКЗО - цех по антикоррозийной защите оборудования. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

СОЦ - Спортивно-оздоровительный цех НГДУ «АН». Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУ «АН» и членов их семей.

База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

УКК - Учебный курсовой комбинат. Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов.

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

Разработка многопластовых месторождений, содержащих различные виды углеводородных флюидов (нефть, газ, газоконденсат и вода), является сложной оптимизационной задачей, от грамотного решения которой зависит, насколько эффективно и рационально будут эксплуатироваться недра. Определяющую роль при решении данного вопроса играет степень изученности месторождения, а именно - наличие достоверной информации относительно конфигурации залежей, о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов, их природных режимах, физико-химических свойств и компонентного состава углеводородного сырья.

Высокая степень изученности позволяет максимально снизить риск ошибки при выборе эксплуатационных объектов, сформировав наиболее рациональную схему их выделения. В то же время очевидно, что высокая степень изученности характерна для разбуренных месторождений: здесь решения относительно выделения эксплуатационных объектов уже сформированы, и возможна лишь их корректировка. Таким образом, наиболее актуален вопрос выделения объектов эксплуатации именно на начальном этапе разработки. Как правило, объем исходной информации для проектирования на данной стадии весьма ограничен. В этой связи выбор оптимального количества объектов является задачей неоднозначной. По мере появления новой информации их число может как значительно возрасти, так и существенно уменьшиться. Подобные изменения могут существенным образом отразиться как на технологической, так и на экономической эффективности проекта.

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов--рациональность показателей разработки.

Поэтому в последнее время делаются попытки при выделении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов.

В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции.

Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми.

Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забойным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки.

Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин.

Одним из возможных критериев целесообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость дополнительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел -- предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, примем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Критерий их применимости -- параметр Фурье Fo: где Як -- радиус контура питания или внешней границы пласта (характеризующий размеры пласта). В качестве критерия перехода с режима растворенного газа на смешанный режим вытеснения газированной нефти водой может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях, взятых для /-го ряда из формул интерференции несжимаемой жидкости для одновременной работы рядов при сопоставлении их с соответствующими величинами, полученными при расчете работы этого ряда на режиме растворенного газа.

Методика расчетов должна быть достаточно точной, для чего следует принять некоторые критерии.

Таким критерием может служить, например, сравнение показателей, рассчитываемых по данной схеме и более точной (многомерной).

Объективным критерием адекватности модели служит критерий согласия.

Критерии эффективного применения методов

Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта применения метода в различных геолого-физических условиях.

Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения нефтеотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теоретических, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов и приведены в табл.

Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по критериям применимости каждого из методов.

На одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограничения не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки.

Обоснование метода увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении на основе критериев применимости методов.

Обозначив долю воды в общем объеме внедрившейся жидкости и удерживаемой породой при обратном ее перетоке через коэффициент е, получим главный критерий эффективности циклического воздействия.

Указанные данные определяют по результатам лабораторных исследований на физически подобных моделях пластов применительно к условиям конкретного объекта (с использованием реальных образцов породы, пластовой нефти и при соблюдении критериев подобия в процессе моделирования).

2. Системы разработки нефтяных месторождений

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто -- различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию. Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.

Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.

Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.

Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.

Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.

В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.

3. Размещение скважин по площади залежи

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин:

Треугольная

Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

Кольцевая

Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

Профильная

Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

4. Геолого-физическая характеристика объектов

Ромашкинское месторождение -- расположено в 70 км к западу от г. Альметьевск. Открыто в 1948, разрабатывается с 1952. Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода размером 65х75 км, присводовая часть осложнена многочисленными локальными поднятиями. Месторождение многопластовое. Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено свыше 200 залежей нефти. Основная залежь высотой 50 м находится в пашийском горизонте. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Нефть нафтеново-парафинового состава, плотностью 796-820 кг/м 3 , содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH 4 30-40, С 2 Н 6 +высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтенасыщенная мощность 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью. Остальные залежи в терригенных отложениях (нижний карбон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммарной мощностью до 18 м. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи -- Альметьевск.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей месторождения. Площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952г. Первые нагнетательные скважины Альметьевско - Миннибаевского разрезающего ряда переведены под закачку воды в 1954 г. Сегодня это одна из наиболее выработанных площадей Ромашкинского месторождения.

Размещено на http://allbest.ru/

Размещено на http://allbest.ru/

Ромашкинское месторождение:

площади: 1 - Березовская, 2 - Северо-Альметьевская, 3 - Альметьевская, 4 - Миннибаевская, 5 - Зай-Каратайская, 6 - Куакбашская, 7 - Ташлиярская, 8 - Чишминская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Судеевская, 11 - Абдрахмановская, 12 - Южно-Ромашкинская, 13 - Западно-Лениногорска, 14 - Павловская, 15 - Зеленогорская, 16 Восточно - Лениногорская, 17 - Азнакаевская, 18 - Холмовская, 19 Каракалинская, 20 - Южная, 21 - Сармановская;

Ново-Елховское месторождение;

Бавлинское месторождение

а - границы месторождений;

б - границы площадей.

5. Б урение скважин

Бурение скважин -- это процесс сооружения направленной цилиндрической горной выработки в земле, диаметр "D" которой ничтожно мал по сравнению с её длиной по стволу "H", без доступа человека на забой. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно -- забоем, а стенки скважины образуют ее ствол.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы(гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

Размещено на http://allbest.ru/

Размещено на http://allbest.ru/

Рис. 3. Схема ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок;4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Рис. 2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом. Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины.

6. Система ППД

Поддержание пластового давления -- процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного площадного, очагового или избрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины -- коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

СШНУ -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.

Рис. 4. СШНУ:

1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.

Штанговый насос (рис.4) опускается в скважину ниже уровня жидкости. Состоит из цилиндра, плунжера, соединённого со штангой, всасывающих и нагнетательных клапанов. Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер -- на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере; штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером, с двумя ступенями сжатия, с двумя цилиндрами и плунжерами, с камерой разрежения и др. Штанги соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик -- колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м 3 /сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Электроцентробежная насосная установка -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин (рис. 5) включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис. 6).

Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.

Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы -- шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м 3 /сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.

Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м 3 /сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.

8. Исследование скважин

Исследование скважин -- комплекс методов для определения основных параметров нефтегазоводоносных пластов и скважин с помощью глубинных приборов; передача информации осуществляется по глубинному каналу связи.

Цель исследования -- получение данных для составления проектов, контроль за разработкой месторождений. Различают геофизические, гидродинамические, газогидродинамические методы, также дебитометрию, шумометрию и др. При гидродинамических исследованиях определяют параметры, характеризующие сравнительно большие участки исследуемых пластов-коллекторов, а также технологические характеристики скважин, уточняют геологическое строение пласта-коллектора, определяют гидродинамическую связь между пластами и скважинами и др.

При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.

9. Методы увеличения производительности скважин

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8--15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH 2 O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода -- ингибиторы -- стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) -- техническая соляная кислота -- хлористый барий -- интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5--0,7 до 3--4 м 3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6--8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт. Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

Сущность гидравлического разрыва пласта -- создание на забое скважин высокого давления, которое превышало бы местное горное давление на величину, зависящую от прочностных свойств горных пород. При таком увеличении давления в пласте образуются трещины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.

Рис. 8. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:

1 - продуктивный пласт; 2 - НКТ; 3 - эксплуатационная колона; 4 - пакер

Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления. В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.

нефтяной месторождение скважина производительность

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

Планово-предупредительный ремонт.

Ревизия подземного оборудования.

Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

Очистка НКТ от парафина или солей.

Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

Изменение глубины подвески насосной установки.

Подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:

Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

Исправление нарушений в обсадных колоннах.

Изоляция пластовых вод.

Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

Забуривание второго ствола.

Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

Гидравлический разрыв пласта.

Солянокислотные обработки скважин.

Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятии обсадных колонн.

Операции по ликвидации скважин.

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемник -- механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат -- в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

Сбор нефти и газа на промыслах -- подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

Подобные документы

Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

отчет по практике , добавлен 23.10.2011


Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

отчет по практике , добавлен 22.10.2012


Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике , добавлен 20.03.2012


Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

курсовая работа , добавлен 07.07.2015


Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике , добавлен 23.09.2014


Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

курсовая работа , добавлен 19.06.2011


Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

реферат , добавлен 14.07.2011


Понятие о нефтяной залежи, ее основные типы. Источники пластовой энергии. Пластовое давление. Приток жидкости к скважине. Условие существования режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорного, упругого, газовой шапки, растворенного газа.

презентация , добавлен 29.08.2015


Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

В геологическом строении Бухарском месторождении принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение расположено на северном склоне Южно-Татарском своде. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводную часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствует структурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облегания - Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. В основном для Бухарского месторождения характерными локальными элементами являются малоамплитудные поднятия III порядка. В пределах площади месторождения поверхность турнейского яруса осложнена «русловыми» врезовыми зонами, выделенными по результатам детализационных работ МОГТ в Заинском районе сейсморазведочной партии 9/96, которые были, в основном, подтверждены фактическим бурением 1997-2000 г.г.

Основой для структурных построений послужили результаты детализационных работ МОГТ Бухарской сейсморазведочной партии 9/96 в Заинском районе.

По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.

Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх), как Д 1 -в, Д 1 -б и Д 1 -а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д 1 -а, Д 1 -б рассматриваются как один объект - Д 1 -а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д 1 - выделяет как самостоятельный объект с собственным ВНК.

Д 1 -в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741,6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяются от пласта Д 1 -а+б перемычкой толщиной в 4,6 м. Тип коллектора - поровый. Нефтеносность пласта Д 1 -в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, дебиты нефти в которых варьируется от 0,3 до 22,1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0,6 до 2,8 м. Пласт Д 1 -в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом нижних дыр перфорации.

Пласт Д 1 -а+б развит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 2,4 м.

Всего выявлено 13 залежей нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей - пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контуры нефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК, определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдается в северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контуры залежей, изменяются с юга на север от -1496 до -1508,7 м. Контуры залежей в районе скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСП МОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменила ориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследований на северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое. Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного на северо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти, приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районе скв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадь нефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 с северо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП, за которой выявлен сброс на 5 метров по вертикали. Залежь ограничена линией сброса, являющейся в данном случае экраном. Размеры залежи уменьшились в 4 раза. Поэтому после проведения предложенных авторами работ по управлению сети сейсмопрофилей на некоторых участках месторождения, переобработки всего имеющегося материала по сейсмоисследованиям, проведения НВСП МОВ в скважинах, предложенных в главе доразведки, необходимо уточнить запасы нефти по месторождению в соответствии с полученными результатами.

Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости - 0,071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части - 0,631. Коэффициент расчлененности равен 4,067.

Выше по разрезу на глубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д 0 -в. Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллектора поровый.

Пласт Д 0 -в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д 0 -в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей - пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.

Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количество пропластков 1 - 4, коэффициент расчлененности - 1,852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 - 0,62 м, средняя равна 2,2 м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая - 0,6-1,4 м.

1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).

Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 - 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 - 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.

Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках - поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 - 20,4%, проницаемость 118,3 - 644,5*10 -3 мкм 2 .

Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость - от 9,6 до 109,9*10 -3 мкм 2 .

Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. - 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. - 151 определение), которое равно 0,13 мкм 2 . Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм 2 .

Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.

Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части - 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная - 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.

Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости - 19,6%, нефтенасыщенности - 74,3%, проницаемости - 0,126 мкм 2 , представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная - 2,2 м, эффективная - 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью - расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости - 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.

Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице

Таблица 1 Физико-химические свойства

Наименование	Пашийский горизонт
	Кол-во исследованных	Диапазон
			изменения	значение
Давление насыщения газом, МПа
разгазировании, м3/т
разгазировании, доли ед.
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Пластовая вода
Продолжение таблицы 1
в т.ч. сероводорода, м3/т
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л
Плотность, кг/м3
Кыновский горизонт
Давление насыщения газом, МПа
разгазировании, м3/т
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, доли ед.
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Объемный коэффициент при дифферен-ном
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед.
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л
Плотность, кг/м3
Бурегский горизонт
Давление насыщения газом, МПа
разгазировании, м3/т
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, доли ед.
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Объемный коэффициент при дифферен-ном
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Пластовая вода
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед.
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л
Плотность, кг/м3
Турнейский ярус
Давление насыщения газом, МПа
разгазировании, м3/т
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, доли ед.
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Объемный коэффициент при дифферен-ном
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Продолжение таблицы 1
Пластовая вода
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед.
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л
Плотность, кг/м3
Бобриковский горизонт
Давление насыщения газом, МПа
разгазировании, м3/т
Объемный коэффициент при однократном
разгазировании, доли ед.
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Объемный коэффициент при дифферен-ном
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Пластовая вода
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед.
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л
Плотность, кг/м3

1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда

скважин

Девонские отложения месторождения.

Фонд скважин на горизонт Д 0 +Д 1 , предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.

Фактически на 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных, 6 оценочных.

Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.

В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).

В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины - в ожидании ПРС.

Динамика добывающего фонда приведена ниже:

Таблица 1 Динамика добывающего фонда

	Количество скважин
	на 1.01.2004 г.	на 1.01.2005 г.
1. Добывающий фонд
в том числе: фонт
2. Действующий фонд
в том числе: фонт
3.Бездействующий фонд
4.В освоении

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:

Таблица 2 Среднесуточный дебит скважины.

	на 1.01.2004 г.	на 1.01.2005 г.
Способ эксплуатации
Сред. дебит 1 скв., т/сут
Продолжение таблицы 2

На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.

Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:

Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин

	Количество скважин
	на 1.01.2004 г.	на 1.01.2005 г.
Весь нагнетательный фонд
а) скважины под закачкой
б) бездействующий фонд
в) работающие на нефть
г) пьезометрические
д) в освоении

Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).

Прочие скважины.

На 1.01.2005 года фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического фонда ушла в добычу 1 скважина.

Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.

По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.

Добыча нефти за 2004 год по горизонту Д 0 и Д 1 Бухарского месторождения планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 % от текущих извлекаемых запасов.

В отчетном году введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.

За 2004 год добыто: ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных извлекаемых запасов

За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости - 8,6 т/сут.

Закачка воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м 3 . Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 14,2 %.

В целом по горизонту Д 0 +Д 1 на 1.01.2005 года работают с водой 25 скважин, все скважины обводнены пластовой водой.

По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 4.

Таблица 4 Обводненость добываемой продукции.

Состояние пластового давления.

На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило 163,1 ат, против 164,2 ат в прошлом году.

Бобриковские отложения месторождения.

1997 году введены в разработку отложения бобриковского горизонта.

Фонд скважин на бобриковский горизонт, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 25 единиц, в том числе добывающих - 20, резервных - 1, оценочных - 2, разведочных - 2.

Плотность сетки при этом 16,0 га/скв.

Фактически на 1.01.2005 года пробурены 17 скважин, из них 13 добывающих, 2 разведочных, 2 оценочных.

Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 23 скважины.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 23 скважины. В 2004 году выведены из бездействия 2 скважины (№№1022,1029). В бездействующем фонде скважин нет.

Динамика добывающего фонда приведена в таблице 5.

Таблица 5 Динамика добывающего фонда.

	Количество скважин
	на 1.01.2004 г.	на 1.01.2005 г.
1. Добывающий фонд
В том числе: фонт
Продолжение таблицы 5
2. Действующий фонд
в том числе: фонт
Бездействующий фонд
В освоении

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице 6.

Таблица 6 Дебит среднесуточный действующий скважины.

ОТЧЕТ по производственной практике (по профилю специальности) Выполнили студенты гр. ЭКС-122 Баязитов Ильнур Зиганшин Ильнар Идиатуллин Ильназ Шарипов Тимур Руководители практики: Хасанова Ф. А Усманова А. Ю Булатникова И. Л

ПМ. 01. Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ПК 1. 1. Контролировать и соблюдать основные показатели разработки месторождений. ПК 1. 2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин. ПК 1. 3. Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 1. 4. Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин. ПК 1. 5. Принимать меры по охране окружающей среды и недр. 2

ПМ. 02. Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 1. Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования. ПК 2. 2. Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 3. Осуществлять контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации. ПК 2. 4. Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 5. Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования. Слайд № 3

ПМ. 03. Организация деятельности коллектива исполнителей. ПК 3. 1. Осуществлять текущее и перспективное планирование и организацию производственных работ на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 3. 2. Обеспечивать профилактику и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 3. 3. Контролировать выполнение производственных работ по добыче нефти и газа, сбору и транспорту скважинной продукции. Слайд № 4

История НГДУ Азнакаевскнефть Нефтепромысловое управление «Азнакаевскнефть» , четвертое в составе объединения «Татнефть» организовано приказом Министерства нефтяной промышленности 1 ноября 1956 года на базе второго нефтепромысла управления «Бугульманефть» . Основной задачей управления стала разработка нефтяных месторождений северо-восточной части Ромашкинского месторождения. НГДУ «Азнакаевскнефть» дважды подвергалась крупной реструктуризации. Первый раз - в 1965 году, когда от нее отпочковалось новое нефтедобывающее управление «Актюбанефть» , второй - в 1996 году после объединения с ним же в единое НГДУ. Максимальное количество добытого углеводородного сырья приходится на 1971 год. Тогда два родственных управления выдали на-гора около 18 миллионов тонн нефти. Всего же за 55 -летнюю историю управлением добыто более 469 млн тонн углеводородного сырья. Вклад коллектива в общую добычу 3 миллиардов тонн нефти (2007 г.) составляет более 456 млн тонн. Слайд № 5

Управление «Азнакаевскнефть» объединяет в своем составе: 7 цехов добычи нефти и газа; 2 цеха поддержания пластового давления; цех комплексной подготовки и перекачки нефти; цех подземного ремонта скважин; базу материально-технического снабжения и комплектации оборудованием; спортивно-оздоровительный цех; участок производственного обслуживания. Гордостью НГДУ «Азнакаевскнефть» являются такие социальные объекты предприятия: конно-спортивная школа в поселке Актюбинский и оздоровительные лагеря «Березка» и «Орленок» . Ежегодно здесь отдыхают и поправляют здоровье более тысячи детей и подростков работников компании. Слайд № 6

Начальник НГДУ «Азнакаевскнефть» Родился в г. Альметьевск ТААСР. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина по специальности "технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений" (1986 г.), Академию народного хозяйства при Правительстве РФ по специальности "нефтяной и газовый бизнес" (2001 г.). В 1986 - 1994 гг. - путь от оператора до начальника по добыче нефти и газа в ЦДНГ-1 НГДУ "Альметьевнефть". С 2015 г. - начальник НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть". Кандидат экономических наук. Залятов Марат Марсович 8

Условия труда В НГДУ «Азнакаевскнефть» организация услолвия труда и зон отдыха на высоком уровне. Созданы все условия для комфортной работы и отдыха, операторов. Слайд № 9

Система 5 S Организована система 5 S одно из видов бережливого производства. Система 5 S – система организации и рационализации рабочего места. «сортировка» - чёткое разделение вещей на нужные и ненужные и избавление от последних. «соблюдение порядка» (аккуратность) - организация хранения необходимых вещей, которая позволяет быстро и просто их найти и использовать. «содержание в чистоте» (уборка) - соблюдение рабочего места в чистоте и опрятности. «стандартизация» (поддержание порядка) - необходимое условие для выполнения первых трёх правил. «совершенствование» (формирование привычки) - воспитание привычки точного выполнения установленных правил, процедур и технологических операций. Слайд № 10

Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, создания условий, облегчающих приток пластовой жидкости к эксплуатационной колонне или соответственно вход ее в пласт при работе нагнетательной скважины. При проведении ГРП расширившиеся старые и образовавшиеся новые трещины служат каналами для перетока пластовой жидкости. Слайд № 11

Комплекс оборудования ГРП Наличие необходимого количества техники и комплекта оборудования: -Насосные агрегаты AHA-105 M - 2 -3 шт. -Насосные агрегаты ЦА-320 - 1 шт. -Насосные агрегаты СИН-31 -2 шт. -Манифольдный модуль IS-320 - 1 шт. -Устьевое оборудование -1 компл. -Блок управления и сбора данных 1 шт. -Емкостные системы - 2 -4 шт. -Автоцистерны - 6 шт. -Вакуум насос - 1 шт. - Бульдозер-1 шт. -Песковоз (самосвал) - 1 шт. -Автокран - 1 шт.

Аварии при ГРП Причинами аварии могут служить резкое повышение, либо понижение давления, возможно из за ошибки в расчетах и т. д. Во избежание всех этих аварийных ситуаций, все расчеты не однократно проверяются, обследуются. Также проверяются все узлы, соединения, производится визуальный осмотр. Мастер бригады КРС и руководитель процесса ГРП составляют акт о готовности, проводитсят пробный запуск гения в пласт, после чего получаются более точные сведения о пласте и тем самым оценивают возможность проведения мероприятия. Если все первоначальные расчеты верны. Можно приступить непосредственно и к процессу ГРП. И даже после всех проверок и успешного начала проведения процесса. Никто не может исключить возникновения нежелательных аварийных ситуаций. Ведь вес процесс проводится на глубине нескольких километров и любая ошибка может закончится очень плачевно. Слайд № 13

Глинокислотная композиция ГКК– основа технологии кислотного воздействия на призабойную зону терригенных глинизированных пластов. Технология предполагает последовательную закачку в пласт оторочек ПАКС и ГКК. Слайд № 14

Механизм действия закачиваемых кислотных композиций основан на усилении кислотного воздействия на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием смачиваемости обрабатываемой поверхности и более полным выносом продуктов реакции. ГКК может применяться для глинокислотных обработок на любой стадии освоения и интенсификации притока скважин. Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной. Слайд № 15

Технологическая схема обвязки оборудования при закачке глинокислотных композиций состава КСК 1 - Насосный агрегат, 2 – автоцистерна, 3 – кислотный агрегат, 4 – устье скважины, 5 – желобная емкость, - 6 – обратный клапан Слайд № 16

Борьба с солеотложениями в добывающих скважинах Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы. Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.

Химические методы предупреждения солеотложения, осно ванные на применении химических реагентов ингибиторов, получили в настоящее время наибольшее рас пространение. Они позволяют обеспечить качественную и про должительную защиту оборудования от солеотложения на всем пути движения водонефтяной смеси. Слайд № 18

Комплекс оборудования Блок для дозирования реагентов БР 2, 5 предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов н ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти. Блок БР 2, 5 состоит из рамы саней, теплоизолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса РЗ 4, 5 а, плунжерного дозировочного насоса НД 0, 5 Р 2, 5/400, электрообогревателей, вентилятора, запорно регулирующей арматуры, системы контроля и управления. Слайд № 19

Одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) – это технология, обеспечивающая подачу воды отдельно в каждый пласт (или пачку пластов) под разными давлениями в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта. В настоящее время можно выделить две основные технологические схемы оборудования нагнетательных скважин для внедрения ОРЗ: двухканальные системы закачки воды в два пласта: закачка воды по двум концентрично расположенным колоннам насоснокомпрессорных труб (НКТ) закачка воды по двум эксцентрично расположенным колоннам насоснокомпрессорных труб одноканальные системы закачки воды в два пласта и более по одной колонне насосно. Слайдкомпрессорных труб. № 21

Схема компоновки ОРЗ 2 М-122(140)-73(89)/73 -350 -25 КОМПОНОВКА ДЛЯ ОРЗ для нагнетательных и Предоставление комплекта пьезометрических скважин внутрискважинной многопакерной компоновки при многопластовой с э/к 146, 168, 178 м. разработке. 2 -х пакерная компоновка. Отличительные конструктивные особенности: 1. Компоновка ОРЗ спускается в 1. Отсутствие пакеров с гидравлической посадкой и гидравлических разъединителей, скважину что значительно увеличивает вероятность извлечения оборудования. одним спуском; 2. 2. От осевой нагрузки колонны НКТ 3. Положительный опыт по извлечению данного оборудования - 100% успешность, извлечение сначала после 4 -12 месяцев эксплуатации - 20 операций, результат - компоновки полностью срабатывает пакер механический извлечены). 4. ПИМ, затем пакер ПИМ-ОЗ 5. Использование специально разработанных 3. Разъединитель колонны РМ-73/73 для компоновок ОРЗ пакеров нажимного типа марки ПСН, с возможностью регулировки предназначен для автоматического посадочных нагрузок. Данное требование очень существенно для скважин с большими углами отсоединения колонны труб с набора кривизны (60 градусов и более) и азимутальными отклонениями (S образные верхним скважины). 6. пакером ПИМ-ОЗ от нижнего 7. Применение в качестве опорных пакеров типа пакера ПС, которые хорошо зарекомендовали себя при ГРП и технологических операциях. ПИМ в аварийном случае, Положительные стороны по сравнению с другими российскими пакерами (ПРО-ЯМО, при повышении избыточной ПОМ) и импортными (Омегаматик, Retrievablematic): нагрузки колонны НКТ более 10 тонн. 22 Слайд №

Введение

Первая учебная практика является ознакомительной частью обучения и способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила на учебном полигоне НГДУ «Ямашнефть». Основными задачами практики являлись:

Ознакомление студентов с обустройством нефтяного месторождения и процессами бурения нефтяных и газовых скважин.

Ознакомление с основным оборудованием, которое применяется при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
4. Получение определенных практических знаний и опыта, способствующих хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗе.

В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с обустройством ГЗНУ, ДНС, КНС, а также с кустом скважин предназначенных для 1-лифтовых ОРЭ, посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

1. Понятие о нефтегазодобывающем и сервисном предприятии ОАО «Татнефть» или промышленных предприятиях Юго-востока Татарстана (НГДУ «Альметнефть»)

Общие положения НГДУ «Альметьевнефть»: Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ОАО «Татнефть», имеющее свою организационную структуру и функциональные обязанности.

НГДУ в своей деятельности руководствуется Уставом ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина (далее - Общество), настоящим положением, иными актами Общества и действующим законодательством.

Миссия НГДУ «Альметьевнефть» неразрывно связана с миссией одной из крупнейших в нефтегазовом комплексе компании России - ОАО «Татнефть»: укрепление и повышение статуса международно-признанной, финансово-устойчивой компании, как одного из крупнейших российских вертикально-интегрированных производителей нефти и газа, продуктов нефтепереработки и нефтехимии, с обеспечением высокого уровня социальной ответственности.

Основные виды деятельности НГДУ - добыча, подготовка, переработка и реализация нефти и нефтепродуктов.

Основной целью создания НГДУ «Альметьевнефть» является получение прибыли за счет осуществления своей деятельности в нефтяной промышленности.

Основными видами деятельности НГДУ «Альметьевнефть» являются:

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами;

Повышение нефтеотдачи пластов (вторичными и третичными методами) за счет применения прогрессивных технологий;

Осуществление ремонтных работ в скважинах;

Освоение скважин;

Сдача в аренду основных средств физическим и юридическим лицам;

Контроль качества строительства трубопроводов с помощью дефектоскопической лаборатории;

Сбор, сортировка и переработка сырья и вторичных материалов и отходов;

Разработка проектно-сметной документации и внедрение в производство;

Создание и эксплуатация производственной и испытательной лаборатории по проведению контроля оборудования и материалов неразрушающими методами контроля и др.

2. Основные технико-экономические показатели, характеризующие работу предприятия. Организационная структура предприятия

буровой экономический нефтедобыча

Основные технико-экономические показатели должны охарактеризовать в обобщенном виде все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия: показать общие результаты работы, количество используемых ресурсов, эффективность их использования, степень повышения жизненного уровня трудящихся. Анализ этих показателей дает возможность успешно разрабатывать оптимальные управленческие решения в целях наиболее рационального использования производственных мощностей, основных фондов, оборотных средств предприятия для дальнейшего положительного развития нефтегазодобывающего управления.

Для анализа деятельности НГДУ использует систему наиболее важных основных технико-экономических показателей. Эта система объективно оценивает основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяют как для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности, так и для анализа.

Рассмотрим систему технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть», представленную в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Основные технико-экономические показатели работы за 2011 год

	Показатель		2010 год факт					Откл. 2011 г. к 2010, +/-
	Добыча нефти - всего	тыс. тонн
	Товарная продукция
	Объем подготовленной нефти	тыс. тонн
	Ввод новых скважин:
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Эксплуатационный фонд скважин на конец года
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Среднегодовой действующий фонд скважин
	Нефтяных
	Нагнетательных
	Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин
	Коэффициент использования нефтяных скважин
	Среднесуточные дебиты скважин
	По нефти
	По жидкости
	Межремонтный период работы скважин
	Текущий ремонт скв.
	Кол-во отремонтированныхскв
	Объем работ
	Добыча жидкости	тыс. тонн
	Обводненность нефти
	Капитальные вложения
	Ввод основных фондов
	Среднегодовая ст-ть ОПФ
	Среднесписочная численность
	Средняя з/п 1 работника
	Непромышленный персонал
	Производительность труда 1 работника ППП
	Уд.расход численности ППП на 1 скв.
	Затраты на про-во тов.

На основе данных таблицы 1.1 проанализируем основные технико-экономические показатели НГДУ «Альметьвнефть» за 2010-2011 годы.

Добыча нефти. Поскольку из года в год из-за ухудшения горно-геологических условий разработки площадей происходит снижение объемов добычи нефти, то доля увеличения и сохранения темпов добычи нефти в 2011 году был проделан большой объем геолого-технических мероприятий.

В целом эксплуатационный фонд увеличился, из 2735 скважин действующего фонда до 2774.

Всего добыто 4035 тыс. тонн нефти, что на 2,1% больше плана, и на 0,3% больше добычи 2010 года.

Введено 42 нефтяных и 26 нагнетательных скважин, что на 9 и 2 скважины больше, чем в предыдущем, соответственно. Однако план по нагнетательным был не выполнен.

Незначительно выросли коэффициенты эксплуатации и использования нефтяных скважин.

Обводненность нефти осталась неизменной.

Организационная структура нефтегазодобывающего предприятия зависит от целого ряда факторов: объема производства и характера технологического процесса; природно-геолографических и климатических условий; степени концентрации и специализации и многого другого.

Общее требование к организационной структуре - аппарат управления должен быть оперативным, то есть принимаемые им решения должны быть своевременны, отвечать требованиям и ходу производственного процесса. Его работа должна обеспечивать принятие наиболее оптимальных решений из множества возможных вариантов и надежное функционирование предприятия, исключающее ошибки и недостатки информации.

Общее и административное руководство НГДУ осуществляется начальником управления, назначаемым генеральным директором ОАО «Татнефть», который действует от имени ОАО «Татнефть» как его полномочный представитель на основании доверенности, выдаваемой ОАО «Татнефть», в установленном порядке пользуется его расчетным счетом. Цеха и другие подразделения НГДУ действуют в соответствии с положениями, подтвержденными начальником НГДУ.

Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть» внутренняя структура формальной организации, определяющая состав, соподчиненность, взаимодействие и распределение работ по подразделениям и органам управления, между которыми устанавливаются определенные отношения по поводу реализации властных полномочий, потоков команд и информации.

Структура предприятия - это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, участков, отделов, лабораторий и других подразделений, составляющих единый хозяйственный объект.

Под общей структурой предприятия (фирмы) понимается комплекс производственных подразделений, организаций по управлению предприятием и обслуживанию работников, их количество, величина, взаимосвязи и соотношения между ними по размеру занятых площадей, численности работников и пропускной способности.

Структура предприятия должна быть рациональной, экономичной, прямолинейной (обеспечивать кратчайшие пути транспортировки сырья, материалов, готовых изделий).

Организационная структура управления предприятием - упорядоченная совокупность служб, управляющих его деятельностью, взаимосвязями и соподчинением. Она непосредственно связана с производственной структурой предприятия, определяется задачами, которые стоят перед персоналом предприятия, многообразием функции управления и их объемом.

Организационная структура - состав и соподчиненность взаимосвязанных организационных единиц или звеньев, выполняющихразличные функции в системе производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

В нефтегазодобывающей промышленности и бурении скважин встречается большое разнообразие построения организационной структуры предприятий и объединений, хотя постоянно ведется работа по их упрощению и унификации. Основные направления совершенствования организационной структуры нефтегазодобывающих предприятий и объединений предусматриваются системой мероприятий по внедрению генеральных схем управления нефтяной и газовой промышленности.

3. Особенности производственного процесса в нефтедобыче

Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида - нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси. Степень такой опасности наглядно проявилась при аварии, которая произошла невдалеке от г. Уфы. Имела место утечка газа из продуктопровода, образовалось скопление взрывоопасных компонентов. От искры (на этом участке двигались поезда) произошел мощный взрыв, приведший к многим человеческим жертвам.

Второй особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах - до 10-12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты (нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов - коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда.

Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника - автомобильная, тракторная, авиа и т.п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ. Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована.

Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т.п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций - постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения (нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т.д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель - пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т.д. достаточно велика.

Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника - автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т.д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу - выхлопными газами, воды и почвы - нефтепродуктами (дизельным топливом и маслами). По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т.е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов с совокупности с насыщающими их флюидами.

4. Понятие о фонде скважин. Планирование производственной программы. Понятие об исходном дебите скважин

Фонд скважин - число и классификация по состоянию и назначению всех пробуренных скважин (на месторождении, газовом промысле или подземном хранилище газа). В этот фонд входят все разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и специальные скважины. Они подразделяются на ликвидированные и функционирующие для реализации эксплуатационных, наблюдательных или других функций. Функционирующие скважины находятся на балансе газодобывающего предприятия.

Фонд скважин подразделяется на следующие категории:

1. Нагнетательные.

2. Эксплуатационные:

а) действующие:

¨ дающие продукцию;

¨ остановленные к моменту учета:

¨ в ожидании ремонта;

¨ на ремонт;

¨ из-за отсутствия оборудования;

б) бездействующие:

¨ в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года);

¨ в освоении и ожидающие освоения.

Контрольные.

Находящиеся в консервации:

¨ ликвидируемые и ожидающие ликвидации.

¨ ликвидированные:

а) после бурения:

¨ в результате неустранимых аварий и осложнений;

¨ геологически неудачные;

¨ разведочные, выполнившие и не выполнившие своего назначения;

б) по окончании эксплуатации.

Эксплуатационный фонд скважин - та часть основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа. Эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины.

где - скважины действующие, - скважины бездействующие

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин, и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных скважин на начало или на конец данного периода времени.

Планирование производственно-коммерческой деятельности предприятия начинается с определения объема и возможностей производства и реализации продукции, т.е. производственной программы.

Производственная программа - это задание по выпуску и реализации продукции в ассортименте, соответствующего качества в натуральном и стоимостном выражении исходя из спроса и реальных возможностей предприятия в удовлетворении его на определенный период. Обычно составляется на год с разбивкой по кварталам и месяцам.

Производственная программа служит базой для разработки следующих планов:

) материально-технического снабжения;

) численности персонала и оплаты труда;

) инвестиций;

) финансового плана.

Производственная программа предопределяет задания по вводу в действие новых производственных мощностей, потребность в материально-сырьевых ресурсах, численности рабочих и др. Она тесно связана с финансовым планом, планом по издержкам производства, прибыли и рентабельности.

Предприятия формируют свою производственную программу самостоятельно на основе выявленного в процессе изучения рынка потребительского спроса; портфеля заказов (договоров) на продукцию и услуги; государственных заказов и собственных потребностей.

Годовая производственная программа устанавливает ряд номенклатурно-количественных заданий, которые составляют ее разделы:

¨ номенклатуру и ассортимент продукции;

¨ задание по выпуску готовых изделий в натуральном и стоимостном выражении по укрупненным группам;

¨ объем поставок полуфабрикатов сторонним организациям;

¨ объем работ, услуг промышленного характера сторонним организациям;

Производственная программа состоит из трех разделов:

План производства продукции в натуральном выражении - устанавливает объем выпуска продукции соответствующего качества по номенклатуре и ассортименту в физических единицах измерения (т, м, шт.). Он определяется, исходя из полного и лучшего удовлетворения спроса потребителя и достижения максимального использования производственных мощностей;

План производства продукции в стоимостном выражении в показателях валовой, товарной и чистой продукции;

План реализации продукции в натуральном и стоимостном выражении. Он составляется, исходя из заключенных договоров на поставку продукции, а также полуфабрикатов, узлов и деталей по договорам кооперации с другими предприятиями, а также собственной оценки емкости рынка. Расчет объема реализуемой продукции производится на основе величины товарной продукции с учетом изменения остатков продукции на складе и отгруженной, но не оплаченной заказчиками, на начало и конец планируемого года. Но объем реализации продукции также влияют изменение качества выпускаемой продукции и действующих на предприятии цен на продукцию и услуги.

Дебит - объём жидкости (воды, нефти или газа) стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и т.п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод). Дебит жидкости выражается в л/с или м³/с, м³/ч, м³/сут; газа - в м³/сут.

Дебит скважины - объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

¨ Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м³/час, м³/сутки).

¨ Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м³/час, тыс. м³/сутки).

¨ Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн / сутки).

5. Геология нефти и газа

Земная кора - верхняя часть литосферы. В масштабах всего земного шара её можно сравнить с тончайшей плёнкой - столь незначительна её мощность. Но даже эту самую верхнюю оболочку планеты мы знаем не очень хорошо. Как же можно узнать о строении земной коры, если даже самые глубокие скважины, пробуренные в коре, не выходят за первый десяток километров? На, помощь учёным приходит сейсмолокация. Расшифровывая скорость прохождения сейсмических волн через разные среды, можно получить данные о плотности земных слоёв, сделать вывод об их составе. Под континентами и океаническими впадинами строение земной коры различно.

Океаническая земная кора более тонкая (5-7 км), чем континентальная, и состоит из двух слоёв - нижнего базальтового и верхнего осадочного. Ниже базальтового слоя находится поверхность Мохо и верхняя мантия. Рельеф дна океанов очень сложен. Среди разнообразных форм рельефа особенно выделяются огромные срединно-океанические хребты. В этих местах происходит зарождение молодой базальтовой океанической коры из вещества мантии. Через глубинный разлом, проходящий вдоль вершин по центру хребта - рифт, магма выходит на поверхность, растекаясь в разные стороны в виде лавовых подводных потоков, постоянно раздвигая в разные стороны стенки рифтового ущелья. Этот процесс называется спредингом. Срединно-океанические хребты возвышаются над дном океанов на несколько километров, а их протяженность достигает 80 тыс. км. Хребты рассекаются параллельными поперечными разломами. Их называют трансформными.

Рифтовые зоны - самые неспокойные сейсмические зоны Земли. Базальтовый слой перекрывают толщи морских осадочных. Континентальная земная кора занимает меньшую площадь (около 40% поверхности Земли), но имеет более сложное строение и гораздо большую мощность. Под высокими горами её толщина измеряется 60-70 километрами. Строение коры континентального типа трёхчленное - базальтовый, гранитный и осадочный слои. Гранитный слой выходит на поверхность на участках, именуемых щитами. Например, Балтийский щит, часть которого занимает Кольский полуостров, сложен породами гранитного состава. Именно здесь велось глубокое бурение, и Кольская сверхглубокая скважина достигла отметки 12 км. Но попытки пробурить весь гранитный слой насквозь оказались неудачными. Шельф - подводная окраина материка - также имеет континентальную кору. То же относится и к крупным островам - Новой Зеландии, островам Калимантан, Сулавеси, Новая Гвинея, Гренландия, Сахалин, Мадагаскар и другим. Окраинные моря и внутренние моря, такие как Средиземное, Чёрное, Азовское, расположены на коре континентального типа.

Скорость струйной миграции газа и нефти зависит, главным образом, от фазовой проницаемости для газа и нефти, пористости нефтегазонасыщен-ной части пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотности воды, нефти и газа в пластовых условиях. Характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще во многом определяет условия формирования залежей. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пластами-коллекторами при наличии благоприятных условий для вертикальной миграции формируются залежи по всему разрезу комплекса. В пределах нефтегазоносной территории, объединяющей нефтегазовые месторождения, однотипные по условиям формирования залежей. При изучении условий скопления углеводородов необходимо иметь в виду, что формирование залежей нефти и газа происходит в водной среде, причем нефть и газ являются лишь незначительными по объему компонентами пластовых флюидов.

Гидрогеологические факторы во многом определяют условия миграции и аккумуляции нефти и газа. Изучение динамики пластовых вод имеет существенное значение для установления направления миграции углеводородов и определения условий сохранности залежи. Над месторождениями нефти и газа в процессе разрушения последних при определенных условиях отмечается образование залежей серы. Пластовая залежь нефти и газа может накопиться при условии изгиба пластового резервуара в антиклинальную структуру.

Министерство образования и науки РФ и РТ

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра «Разработка и эксплуатации

нефтяных и газовых месторождений»

Отчет

Студента АбунагимоваРустама Ринатовича группы 68-15 ВТ

Факультет нефти и газа специальности 13503.65

По учебной практике, проходившей в ОАО «Башнефть»

НГДУ «Октябрьскнефть»

( предприятие, НГДУ)

Место прохождение практики ОАО «Башнефть»

НГДУ «Октябрьскнефть»

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ Чекмаева Р.Р.

(должность, Ф.И.О)

Альметьевск

ВВЕДЕНИЕ 3

1 Производственная и организационная структура НГДУ. 4

2. Геолого-физическая характеристика объектов. 8

3. Бурение скважин. 13

4. Разработка нефтяных месторождений. 15

5. Система ППД. 19

6. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин. 22

7. Исследование скважин. 25

8. Методы увеличения производительности скважин. 26

9. Текущий и капитальный ремонт скважин. 30

10.Сбор и подготовка нефти, газа и воды. 33

11.Техника безопасности, охрана труда и окружающей среды. 36

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 39

ВВЕДЕНИЕ

Данная практика была пройдена мной в НГДУ "Октябрьскнефть". В ходе практике я ознакомился со способами добычи нефти, методами увеличения нефтеотдачи пласта, системой поддержания пластового давления, а также системой сбора скважиной продукции в условиях данного НГДУ.

НГДУ "Октябрьскнефть" - нефтегазодобывающее предприятие. Основу деятельности НГДУ составляет добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация.

НГДУ «Октябрьскнефть» является крупным подразделением ОАО «Башнефть». Из-за высокой степени разведанности (более 82%) территории Башкортостана компания продолжает выполнение геологоразведочных работ, как на территории Республики, так и в других регионах. В 2009 году выполнен годовой план проходки в поисковом бурении более 10 тыс.м., закончено строительством 10 скважин, в 6 скважинах получены промышленные притоки нефти (эффективность 60%), открыто 2 новых нефтяных месторождения, прирост извлекаемый запасов промышленных категорий составил 1,3 млн.т. Компания проводит сейсморазведочные работы, глубокое поисковое бурение, геохимические исследования и тематические работы в области геологоразведочных работ. Добыча нефти будет увеличиваться за счет разрабатываемых компанией месторождений, таких как Арланское, Сергеевское, Югомашевское и других месторождений. Рост добычи нефти предполагается за счет увеличения объема геолого-технических мероприятий: бурения новых скважин, оптимизации отборов жидкости, перевода скважин на другие объекты, выполнения гидроразрыва пластов, создания новых очагов заводнения, сокращения бездействующего фонда скважин и расширения применения зарекомендованных высокоэффективных методов увеличения нефтеотдачи.

НГДУ "Октябрьскнефть" - это около двух десятков цехов и подразделений основного и вспомогательного производства и сферы социального обслуживания. Управление имеет: свой учебно-курсовой комбинат, Дом техники, подсобное тепличное хозяйство, базу отдыха, стоматологический и фельдшерский пункты, и т. д.

В последнее время нефтяники много занимаются вопросами экологии: восстанавливаются засоленные родники, очищаются реки, рекультивируются замазученные земли.

На практике часто выезжали на обходы скважин, в ходе которых мной были освоены действия оператора по добычи нефти и газа непосредственно в рабочих условиях. Не мало важным аспектом при прохождении практики явилось закрепление ранее изученных теоретических знаний практически.

1 Производственная и организационная структура НГДУ

НГДУ «Октябрьскнефть» находится в р. п. Серафимовском Туймазинского района, республики Башкортостан. Выпускаемая продукция, по основной деятельности предприятия, представляет собой товарную нефть.

По типу структуры управления НГДУ «Октябрьскнефть» относится к линейно функциональной структуре управления, имеющей незначительные недостатки и, в общем, являющейся оптимальной для этого предприятия. На 2009 год численность данного предприятия составляла около 1750 человек.

НГДУ «Октябрьскнефть» представляет собой сложную систему структур и подразделений, обеспечивающих бесперебойную добычу нефти. Схема структуры НГДУ « Октябрьскнефть» представлена на рисунке 1.

Руководством занимается начальник НГДУ, которому подчиняются все службы, отделы и цеха. Он руководит всей деятельностью предприятия на основе единаличия. Права и обязанности каждого отдела заместителя начальника, а так же работников аппа­рата отделяются специальными положениями.

Первый заместитель начальника главный инженер, он осуществляет производственно техническое руководство коллективом, наравне с директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия.

В ведении главного инженера находятся:

1) Производственно технический отдел (ПТО), главной задачей которого является определение рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, внедрение новой техники и передовой технологии.

2) Служба главного механика (СГМ) осуществляет руководство механоремонтной службой НГДУ.

3) Служба главного энергетика (СГЗ) занимается организацией надежной и безопасной эксплуатации и теплоэнергетических установок, внедрением новых, более надежных, экономичных электроприводов и схем электроснабжения.

4) Отдел промышленной безопасности и охраны труда (ОПБ и ТБ) главная задача которого является организация работ по созданию безопасных условий труда.

Геологический отдел подчиняется главному геологу. Отдел занимается детальным изучением месторождения, осуществляет учет движения запасов нефти и газа, доразведку отдельных площадей, внедрение технологических схем и проектов разработки, изыскание путей интенсификации разработки.

Рисунок 1 Организационная структура НГДУ « Октябрьскнефть»

Планово экономический отдел (ПЭО) подчиняется главному экономисту НГДУ. Главной задачей отдела является организация работы управления, анализ работы предприятия, выявление путей повышения эффективности производства. Отдел труда и заработной платы (ОТ и ЗП) занимается совершенствованием организации труда и управлением производством, внедрением прогрессивных форм и систем зарплаты, материального стимулирования в целях дальнейшего роста производительности труда.

Служба материально технического обеспечения и ком­плектации оборудованием (СМТО и КО) подчиняется заместителю начальника НГДУ по общим вопросам. Главная задача обеспечение подразделений НГДУ всеми видами материалов и ресурсов.

Заместителем начальника по экономическим вопросам выступает главный экономист, координирующий и контролирующий деятельность всех экономических служб и отделов.

Отдел автоматизированной системы управления (ОАСУ), предназначен для автоматизированного управления. Он взаимодействует с системами управления предприятия, обслуживаемые кустовыми вычислительными, и информационно вычислительными центрами (КВЦ и КИВЦ).

Производство в НГДУ подразделяется на основное и вспомогательное. К основному производству относятся цеха, которые непосредственно участвуют в производстве основной продукции.

К ним относятся ЦДНГ 1, 2, 3, 4; ЦППД; ЦППН. Эти цеха выполняют следующие функции: продвижение нефти и газа к забою путем использования пластовой энергии; подъем нефти на дневную поверх­ность, сбор, контроль, измерение объема продукции комплексная подготовка нефти с целью придания ей товарного качества.

К структуре вспомогательного производства отно­сят те подразделения предприятия, которые обеспечивают бесперебойную работу цехов основного производства. К деятельности вспомогательного производства относят: ремонт оборудования, скважин, устройств и механизмов; обеспечение производственных объектов электроэнергией, водой и другими необходимыми материалами; оказание информационных услуг цехам основного производства. Все эти задачи выполняют цеха входящие в структуру НГДУ: ЦАПП; ЦАЗ; ЦНИПР; ЦПКРС; ПРЦЭО; транспортный цех.

ЦППН цех подготовки и перекачки нефти прием от Нефтепромысла добываемой трехфазной жидкости (нефть, газ, вода), подготовка (разделение на фазы), учет нефти и воды, сдача нефти нефтепроводному управлению, а пластовой воды в цех ППД, для использования в системе поддержания пластового давления.

Цех поддержания пластового давления (ППД) закачка воды в продуктивные пласты.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (участок ПРС) проведение текущего ремонта скважин, выполнение геолого технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

Участок капитального ремонта скважин (ЦКРС) - проведение капитального ремонта скважин, выполнение геолого технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти, увеличению нефтеотдачи пластов, увеличение приемистости нагнетательных скважин.

Прокатно ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э)- обеспечение электроснабжения объектов НГДУ, выполнение планово предупреди­тельных ремонтов и профилактических испытаний электрооборудования, аппаратуры и электрических сетей.

Цех автоматизации производства и пароснабжения (ЦАПП)- снабжает технической водой и тепловой энергией (паром) подразделений НГДУ и сторонних потребителей.

Строительно монтажный цех (СМЦ) - обустройство разведочных, эксплуатационных и вводимых из консерва­ции и бездействия скважин, капитальный ремонт объектов нефтедобычи и объектов соцкультбыта, обслуживание и планово предупредительный ремонт контрольно- измерительных приборов, средств автоматики и телемеханизации на объектах НГДУ.

Цех нефтепромысловых исследований и производственных работ (ЦНИПР) - выполнение гидродинамических исследований скважин и пластов, обследование водоемов пресной воды, определение загрязненности воздуха в зоне деятельности НГДУ, лабораторные исследования добываемой жидкости, определение качества подготовленной и сточной воды на УППН, анализ физико химических свойств нефтяного газа.

Цех антикоррозионных покрытий и капитального ремонта трубопроводов и сооружений (ЦАП и КРТС). Функции цеха: внутренняя очистка резервуаров, капитальный ремонт резервуаров и теплообменников, антикоррозионное покрытие резервуаров и емкостей, демонтаж оборудования и сооружений, прокладка трубопроводов на ГПМТ (гибких полимерно металлических труб), контроль за состоянием сварных швов, и замер толщины стенок трубопроводов, резервуаров, отборников и емкостей (дефектоскопия), ремонт насосно компрессорных труб доставка их бригадам ПРС и КРС.

Цех гибких полимерно металлических труб (ЦГПМТ) - производство гибких полимерно металлических труб для систем сбора нефти и поддержания пластового давления, для транспортировки высоко обводненной нефти и высоко агрессивных сточных вод, выпуск товаров народного потребления.

Рассмотренная структура НГДУ«Октябрьскнефть» позволяет предприятию решать все задачи поставленные перед ним, эффективно использовать материальные и трудовые ресурсы, следовательно, целесообразно распоряжаться своими производственными возможностями.

2 Геолого-физическая характеристика объектов

Серафимовское нефтяное месторождение расположено в северо западной части Башкортостана, на территории Туймазинского района. Непосредственно к северо западу от него находится крупное Туймазинское месторождение нефти, а к югу Троицкое и Стахановское.

В пределах месторождения находятся р.п. Серафимовский, который был основан 31 декабря 1952 г. В нем проживает основная масса рабочих, ведущих обустройство и эксплуатацию данного месторождения. По территории месторождения проходят асфальтированные и шоссейные дороги, соединяющие нефтепромысловые объекты с городами Октябрьским и Белебеем, с железнодорожными станциями Туймазы, Уруссу, Кандры.

Разработку месторождения осуществляет ООО “НГДУ Октябрьскнефть”, расположенное в р.п. Серафимовский, а бурение скважин производит «БурКан». Продукция нефтяных скважин после первичной подготовки из нефтесборного парка через перекачиваемую станцию Субханкулово откачивается по нефтепроводу на нефтеперерабатывающие заводы г. Уфы. Попутный газ потребляет Туймазинский газоперерабатывающий завод, частично используется на местные нужды и по газопроводу транспортируется в г. Уфу. Водоснабжение осуществляется от центрального водовода, питающего водой из подрусловых скважин р.Усень.

Климат района континентальный. Он характеризуется морозной зимой с температурой до 45 0 С. в январе месяце и довольно жарким летом с температурой до + 35 0 С в июле месяце. Среднегодовая температура +3 0 С. Среднегодовое количество осадков составляет около 500 мм. Осадки приходятся в основном на осеннее и зимнее время года.

Из полезных ископаемых, кроме нефти имеются известняки, глины, пески. Данные материалы используются местным населением для строительных и хозяйственных нужд. Кроме того, глина особого качества используется для приготовления глинистого раствора бурении скважин.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой всхолмленное плато. Наиболее низкие отметки приурочены к долинам рек, составляют порядка +100м, наивысшие абсолютные отметки на водоразделах достигают + 350м. как правило, южные склоны водоразделов крутые и образуют мысообразные высоты, хорошо обнаженные, а северные склоны пологие, задернованные и чаще покрыты лесом.

Гидрографическая сеть района хорошо развита, но крупных рек нет. Основной водной артерией района является р. Ик. Притоками ее к югу от месторождения. являются речки Кидаш и Уязы Тамак. В пределах месторождения течет р. Бишинды, являющаяся левым притоком р. Усень, протекающей за пределами месторождения. На юге месторождения наблюдаются выходы грунтовых вод в виде родников.

В геологическом строении Серафимовского месторождения принимают участие докембрийские, бавлинские, девонские, каменно угольные, пермские, четвертичные, рифейские, и вендские отложения.

Серафимовское месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д I пашийского горизонта. Промышленно нефтеносны песчаные пласты: С- VI 1 , С- VI 2 , бобриковского горизонта, карбонная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса, карбонатные пачки фаменского яруса, песчаный пласт D 3 кыновского горизонта, песчаный пласт Д II муллинского горизонта, песчаные пласты Д III и Д IV старооскальского горизонта.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1250 м, турнейского яруса 1320м, фаменского яруса 1560м, пласта Д I -1690м, пласта Д II - 1700м, пласта Д III - 1715 м, пласта Д IV - 1730 м.

В тектоническом отношении Серафимовская брахи антиклинальная структура расположена в юго восточной части Альметьевской вершины Татарского свода и вместе с Балтаевской структурой составляет Серафимовско Балтаевский вал. Общая длина вала достигает 100 км, а ширина от 26 км на западе и до 17км на востоке. В центральной и северо восточных частях Серафимовско Балтаевского вала располагается Серафимовское поднятие, оконтуренное в юго западной части стратоизогипсой минус 1560м, а в северо восточной минус 1570м. Размеры поднятия составляет 12Х4 км, и простирается с юго запада на северо восток.

Следует отметить, что своды структур в карбоне и перми на Леонидовском и Серафимовском поднятиях совпадают с его положением в девонских отложениях.

По геофизическим данным, толща представлена в основном тремя типами пород: аргиллитами, алевролитами и песчаниками.

Основными на месторождении являются девонские отложении. Наиболее распространенным по площади и по мощности является пласт Д I . Его мощность достигает 19,6 м. Он представлен кварцевым и мелкозернистым песчаником.

Горизонт Д II относится к песчаникам муллиновского горизонта. Он представлен прослоями алевролитов и аргиллитов, но в основном преобладает мелкозернистый, кварцевый песчаник. Его мощность составляет от 19 - 33 метра.

Пласты горизонта Д III представлен плохо отсортированными мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками. Их мощность очень мала и составляет от 1-3 метра. Залежи этого горизонта структурно литологически, мелкие по своим размерам.

Пласты горизонта Д IV - представлен мелкозернистым, в некоторых местах гравийным, кварцевым песчаником. Их мощность составляет 8 метров, а в некоторых местах 8 12 метров. В них установлено 10 залежей структурного типа.

Общая толщина коллекторов пачки Д составляет 28 - 35 м, а нефтенасыщенная толщина пластов составляет 25,4 м.

Основные характеристики горизонтов приведены в таблице1.

Таблица 1 Основные характеристики горизонтов

Параметры	Объекты
	Д I	Д II	Д III	Д IV
Средняя глубина залегания, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли единиц
Проницаемость, мкм 2
Пластовая температура, 0 С
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пласте, мПа*с
Плотность нефти в пласте, кг /см 3
Давление насыщения нефти газом,МПа

Пластовая нефть по турнейскому ярусу намного отличается от нефтей девонских залежей. Давление насыщения нефти газом равно 2,66МПа. В девонских залежах эта величина равна 9 9,75 МПа, что почти в три с лишним раза выше, чем в турнейском ярусе. Плотность нефти в пластовых условиях равна 886 кг/м.3 . Более подробно свойства нефти приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 Физические свойства нефти

Показатели	Д I	Д II	Д III	С1к s 1
Температура пласта,С
Давление насыщения, МПа
Удельный объем нефти при давлении насыщения, г/см 3
Коэффициент сжимаемости, 10 4 ·0,1 1/МПа
Коэффициент температурного расширения, 10 4 1 0 С
Плотность нефти, кг/м 3 при давлении насыщения
Вязкость нефти, мПа·с при давлении насыщения
Усадка нефти от давления насыщения, %
Объемный коэффициент

Таблица 3 Химический состав нефти

Свойства пластовой воды приведены в таблице 4.

Таблица 4 Свойства пластовой воды

Показатели	Д I	Д II	Д III	С1 к s 1
Плотность, кг/м 3
	49 ,98
	0 ,003
Са + +
М g +		4 ,1
К+ Na +	32 ,1

Состав газа приведен в таблице 5.

Таблица 5 Свойства газа

Компонент	Доля компонента
	D шт = 9,5 мм Молярная масса		D шт= 17.2 мм Молярная масса		D шт = 21 мм Молярная масса
С H 4
C 2 H 6
C 3 H 8
C 4 H 10
C 5 H 12
C 6 H 12
C 7 H 16
Плотность, кг/м 3

3 Бурение скважин.

Нефтяное или газовое месторождение разбуривается по проекту разработки или разведки. Геологический отдел конторы бурения скважин, руководствуясь проектом отбивают на местности топографом точки, которые будут являться скважинами данного месторождения.

Чтобы технологически грамотно осуществлять процесс бурения, необходимо знать основные физико-механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения (упругие и пластические свойства, прочность, твердость, и абразивную способность). Это достигается путем бурения разведочных скважин, из которых получают разрез горных пород (керн). Образцы керна и шлама поступают в геологический отдел, который производит их полное обследование.

Технология бурения скважин это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования.

Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой.

Монтаж размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж строительство крупными блоками, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж. Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в рабочем режиме.

Бурение скважины постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин. Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату, а, следовательно, и долоту с помощью ротора. По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат.

После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу.

В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо через определенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д.

Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими требованиями:

- противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину;

- сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности;

- изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов, содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания;

- возможность спуска и эксплуатации различного оборудования;

- возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам.

На месторождениях сооружаются газовые, нагнетательные, пьезометрические скважины, конструкции которых аналогичны нефтяной.

Отдельные элементы конструкции скважины имеют следующее назначение:

1 Направление предотвращает размыв верхних рыхлых пород буровым раствором призабуривании скважины.

2 Кондуктор обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов, используемых для питьевого; водоснабжения.

3 Промежуточная колонна спускается для изоляции зон поглощения, перекрытия продуктивных горизонтов с аномальными давлениями.

4 Эксплуатационная колонна обеспечивает изоляцию всех, пластов, встречающихся в разрезе месторождения, спуск оборудования и эксплуатацию скважины.

В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д.

Забой скважины, ее фильтр, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы.

Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так в механически устойчивых породах (песчаниках) может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон, а показатель эффективности связи коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является невозможность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому открытые забои получили ограниченное применение.

Известны конструкции забоев с отдельно спускаемыми, заранее изготовленными фильтрами в полностью вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется. Отверстия в фильтре выполняются круглыми или щелевидными ширина 0,8...1,5 мм, длина 50...80 мм. Иногда спускаются фильтры в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения.

Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков.

4 Разработка нефтяных месторождений .

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкости (нефти, воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкости и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико экономические показатели - дебита нефти, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкости и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных и винтовых насосов).

Разработка нефтяных месторождений - интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей.

Разработка нефтяных месторождений связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды.

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

Пулевая перфорация скважин заключается. в спуске в скважину на кабель канате специальных устройств перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов. Давление горящих газов в стволе каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает получение перфорационных отверстий диаметром до 20 мм и длиной 145...350 мм.Пули изготавливаются из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются медью или свинцом.

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий 22 мм, глубина 100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.

Кумулятивная перфорация образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6...8 км/с с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда до 50 г.

Гидропескоструйная перфорация образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

Разработанный во ВНИИ и освоенный серийно под шифром АП 6М, пескоструйный аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.

Сверлящий перфоратор устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм. Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое. Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола.

С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно компрессорных труб устанавливают пусковые клапана отверстия, через которые сжатый воздух поступает внутрь НКТ сразу же при входе в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Также применяют спуске НКТ специального поршня сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.

5 Система ППД

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них.

Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин, фронт нагнетания переносится.

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов:

- небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км);

- пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади;

Нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения;

существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести:

1 большие потери закачиваемой воды из за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;

2 удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь;

3 замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания;

4 необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

Внутриконтурное заводнение предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти, семи или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной – три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.

К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести:

1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти;

2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды;

3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия.

Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:

1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе;

2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;

3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон.

ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений.

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.

Пластовые воды в процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л.

Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широкое использование для целей ППД получило очистка сточных вод.

Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.

Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На их внутреннюю поверхность наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

6 Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

Самым распространенным технологическим комплексом при экспуатации месторождения на предприятии ООО НГДУ «Октябрьскнефть» является добыча нефти штанговыми глубинными насосами. Принудительный подъем нефти из скважин с помощью УШГН является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки. На Серафимовском месторождении 172 скважины оборудованы штанговыми насосными установками, что составляет 94% от всего фонда добывающих скважин.

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком качалкой.

Последний включает в себя кривошипно шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Подземное оборудование составляют: насосно компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд. При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

В ООО НГДУ «Октябрьскнефть» наземное оборудование скважин представлено в основном станками качалками нормального ряда типа СКН5 31%, СКД8 15%, 7СК8 29%

Также на месторождении применяют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину.

По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы:

а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л;

б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л;

в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5 8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода.

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки (ЭЦН);

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД;

г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско подъемных операциях.

ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Перед монтажем УЭЦН необходимо подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Затем в обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 – 150м., спускают и поднимают специальный шаблон, диаметр которого несколько больше максимального диаметра погружного агрегата. При этом тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины.

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем. Над пакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью.

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, глубиной не менее 20 м для накопления механических примесей. Целесообразно применение вставных фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину. Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

7 Исследование скважин

В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

При исследовании скважин:

а)проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта,загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);

б) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется меж ремонтный период работы оборудования и скважин;

в) получают информацию,необходимую для планирования различного рода ремонтно восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

Для решения перечисленных задач используется комплекс различного рода исследований и измерений (замер дебита нефти, обводненности продукции, газового фактора, глубинные измерения температур и давлении,промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабочего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.).

Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются управлением совместно с научно исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями.

Исследования по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

Основой исследования УШГН является динамометрирование – метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока.

Для определения расстояния от устья до динамического уровня применяются методы звукометрии. Наиболее распространены различные эхометрические установки для скважин с давлением 0,1 МПа. Принцип действия этих установок заключается в том, что в затрубное пространство посылается акустический импульс из пороховой хлопушки. Этот импульс, отразившись от уровня жидкости, возвращается к устью, воздействуя на термофон, и после преобразования и усиления в электрический фиксируется перописцем на движущейся бумажной ленте.

Волнометрирование выполняется при помощи эхолота, который позволяет определить динамический уровень в скважинах глубиной до 4000 м. при давлении в затрубном пространстве до 7,5 МПа. На забое и по стволу скважины давление и температуру измеряют с помощью глубинных термометров, которые объединяются в одном приборе.

8 Методы увеличения производительности скважин

В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин. Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность.

Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми, парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта.

Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта, позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на химические, механические, тепловые и комплексные.

Решающие значение при выборе способа воздействия в каждом конкретном случае имеет необходимая глубина обработки продуктивного пласта для восстановления или улучшения проницаемости. Поэтому по глубине воздействия на пористую среду способы интенсификации скважины можно разделить на две большие категории: способы с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом воздействия. Основные способы улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия:

а) Использование взрывчатых веществ. К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорация, различные варианты торпедирования.

При недостаточной сообщаемости между пластом и скважиной можно повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой., а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла асбеста или пластмасс. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

Направленное торпедирование можно осуществить за счет использования соответствующей внешней формы заряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и с цементом кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины. Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля. Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

б) Очистка ствола скважины и зоны перфорации поверхностно активными веществами или кислотными ваннами. Используемые при этом жидкости состоят либо из раствора 1 5%ных поверхностно активных веществ, растворенных (или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15% HCI , В который добавляется 0,5 2% ингибитора коррозии и иногда 1 4% фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и ПАВ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт заключают рабочую жидкость в объёме 0,3 0,7 м 3 на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов даётся выдержка 1 6 часов, для ПАВ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем отработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

Использование поверхностно активных растворов для промывки скважины или закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает деспергирование и удаление со стенок скважины и из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.

Кислотные ванны очищают от глинистого раствора в новых скважинах (или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из пластовой воды, накопившейся в процессе эксплуатации.

в) Повышение температуры в стволе скважины в интервале продуктивного пласта. Термические способы. Для повышения температуры можно использовать циркуляцию горячей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5 50 часов. При этом происходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол, асфальтенов и т.д.), которые потом удаляются при пуске скважины в эксплуатацию. Циркуляция горючих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 1000 2000м. мало эффективна в следствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разряда.

В электрических нагревателях применяют систему электрических сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на конце колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании тонов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питания электрической энергии

Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольцевому пространству первичный воздух, а по колонне вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура с наружи, которая не должна превышать 300 400 0 С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на забое скважины за счет химического процесса, которая расправляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15% ного раствора HCI с едким натром ( Na ОН), алюминием и магнием.

В результате реакции 1 кг едкого натра с соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большое количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на кг Al ). Однако при этом образуется хлопья гидроокиси алюминия Al ( OH )3, которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при реакции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCi 2 хорошо растворяется в воде.

Основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия:

а) Кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Эти способы главным образом используются в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния.

Основной используемой кислотой является H С I . Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивании и т. д.

При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны, а в некоторых случаях даже увеличивая её первоначальное значение.

Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью или водой (солёной или пресной) с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. На поверхности готовят кислотный раствор с добавками необходимых компонентов, последовательность введения которых устанавливает преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в НКТ при открытой задвижки на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, при чем на последнем этапе раствор продавливает нефтью или водой с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. Выдерживают 1 6 часов (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.

Существуют различные технологические варианты кислотной обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и т.д.

б) Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т.д. Давление разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

в) Подземные ядерные взрывы. Взрывы были экспериментально исследованы с положительными результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью. Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте в следствии ядерного взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещин. Этот способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит которых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз.

г) Термические способы. Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти способы аналогичны способам повышения температуры в стволе скважины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2 15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате её реакция с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт ограниченных объёмов пара (циклическая закачка пара) или круговой фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, определяемой расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт. Кроме того за последние годы разработаны различные новые технологии воздействия на призабойную зону пласта, основанных на использовании современных реагентов и отходов химической промышленности.

9 Текущий и капитальный ремонт скважин

Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из за разных причин, а в основном из за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные – доставка оборудования на скважину;

2. Подготовительные – подготовка к ремонту;

3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P заб. , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Капитальный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цеха по капитальному ремонту скважин. Скважина, включенная в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

10 Сбор и подготовка нефти, газ и воды

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей.

Пластовая вода это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.2). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.

На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН установка по комплексной подготовке нефти .

Рисунок 2. - Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 нефтяная скважина;

2 автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);

3 дожимная насосная станция (ДНС);

4 установка очистки пластовой воды;

5 установка подготовки нефти;

6 газокомпрессорная станция;

7 7центральный пункт сбора нефти, газа и воды;

8 резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

- гравитационный отстой нефти,

- горячий отстой нефти,

- термохимические методы,

- электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5 10 до 50 60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы.

Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть вода" и вытесняют или заменяют поверхностно активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Освобождение от остаточного содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20 30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50 70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при ее транспортировке по трубопроводам и в цистернах по железной дороге значительная часть углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе нефть подогревается до 40 80°С и из нее активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку направляются в сборный газопровод.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20 30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда "река скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки проходит через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

11 Техника безопасности, охрана труда и окружающей среды

На предприятиях нефтепродуктообеспечения проводятся операции по хранению, отпуску и приему нефтепродуктов, многие из которых токсичны, хорошо испаряются, способны электризоваться, пожаро и взрывоопасны. При работе на предприятиях отрасли возможны следующие основные опасности: возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении правил их безопасной эксплуатации и ремонта; отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов; травмирование работников вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения; поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты; повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны; повышенный уровень вибрации; недостаточная освещенность рабочей зоны; возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте. При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т. п.; эксплуатация неисправного оборудования; эксплуатация и ремонт оборудования, трубопроводов и арматуры с нарушением правил техники безопасности, при наличии утечек нефтепродуктов через неплотности в соединениях и уплотнениях или в результате износа металла; применение для открытия и закрытия запорной арматуры каких либо рычагов (ломов, труб и т. п.); ремонт электрооборудования, не отключенного от электросети; чистка оборудования и деталей машин горючими легковоспламеняющимися жидкостями; работа без соответствующих индивидуальных средств защиты и спецодежды. При разливе нефтепродуктов место разлива следует засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место. При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. В помещениях, где произошел разлив производится дегазация дихлорамином (3% ный раствор в воде) или хлорной известью в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на две пять частей воды). Во избежание воспламенения запрещается дегазация сухой хлорной известью. Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест (по согласованию с пожарной охраной), где вывешиваются надписи "Место для курения". Подъезды к пожарным гидрантам и другим источникам водоснабжения должны быть всегда свободными для беспрепятственного проезда пожарных машин.

В зимнее время необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях.

Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению или их полной трансформации естественных ресурсов и их микрофлоры. Загрязнения почв нефтью приводит к резкому возрастанию величины соотношения углерод – азот. Это соотношение ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Почва путем биологического разложения нефти самоочищается очень медленно. Из за этого некоторыми организациям после загрязнения приходится производить рекультивацию почв.

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. Раньше, например, на промыслах не умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов. С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления. Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Число промысловых объектов сократилось в 12- 15 раз.

В районах обустройства, особенно при строительстве трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок под будущие поселки, нарушается природное равновесие всех экосистем. Такие перемены сказываются на окружающей среде.

Основными источниками загрязнения наземных и подземных вод в районах добычи нефти являются сброс промысловых сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки. Также загрязнения происходят: при разливах промысловых сточных вод; при прорывах водопроводов; при попадание поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; при перитоках высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные горизонты, из за нарушения герметичности в нагнетательных и добывающих скважинах.

В нефтяной промышленности широко применяют различные химреагенты при различных технологических процессах. Все реагенты при попадании в окружающую среду оказывают отрицательное воздействие. Основные причины загрязнения окружающей среды при закачивании в пласт различных химреагентов заключаются в следующих факторах: в не герметичности систем и оборудования и нарушении в технике безопасности при проведении технологических операций.

В природоохранной деятельности на предприятии, кроме традиционных направлений мониторинга состояния окружающей среды, рационального использования водных и рекультивированных земельных ресурсов, охраны воздушного бассейна, капитального ремонта и замены аварийных участков нефтесборных сетей, водоводов, емкостей, активно внедряются новейшие технологии охраны окружающей среды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений М., Недра, 1989.

2. Гиматутдинова Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.

3.Истомин А. З., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М.,: Недра, 1979.

4.Инструкции по охране труда для рабочих цеха добычи нефти и газа. Уфа, 1998.

5.Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1989.

6.Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978.

7.Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. М., Недра, 1974

8. Производственный материал ООО НГДУ « Октябрьскнефть» .2009 2010.

9.Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М., Недра, 1979.

10. Шматов В.Ф. , Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности М., Недра, 1990 .