Выполняем все виды студенческих работ

Отчет

Рабочей частью винтового насоса является однозаходный стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим шага винта. Винтовой насос - насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине...

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ ОТЧЕТ Студентки Маклаковой А. С. группы 18−13 В По учебно-ознакомительной практике, проходившей в НГДУ

«Альметьевнефть», учебный полигон ЦПК НГДУ «Елховнефть»

Расположенном в г. Альметьевске Начало практики 31.03.10. окончание практики 26.04.10.

Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ:

Гарипова Л.И.

Альметьевск 2010 г.

1. Разработка нефтяных месторождений

1.1 Геология района и разработка месторождений

1.2 Организация производственных процессов в НГДУ

2. Техника и технология добычи нефти

2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами

2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин

2.5 Подземный и капитальный ремонт скважин

2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

3. Сбор и подготовка нефти на промысле

3.1 Сбор и подготовка добываемой продукции

3.2 Система ППД. Организация ППД на промысловых объектах

3.3 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов

4. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования

4.1 Безопасность труда и промышленная санитария

4.2 Охрана труда и окружающей среды на предприятии Список использованной литературы

Введение

Цель первой учебной практики заключается в закреплении представлений о процессах сооружения скважин и добычи нефти и газа, полученных студентами по учебной дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела» и подготовки студентов к изучению специальных дисциплин. В связи с тем, что к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучение специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, поэтому первая учебная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Ее целью является ознакомление студентов с основными технологическими процессами и оборудованием.

В связи с небольшой продолжительностью первая учебная практика проводиться экскурсионным порядком. Во время экскурсии по предприятию могут быть освещены следующие вопросы:

1. Производственная и организационная структура НГДУ. Система разработки месторождения.

2. Техника и технология добычи нефти. Система сбора и подготовки нефти и газа. Техника безопасности. Охрана труда и окружающей среды на предприятии.

3. Ознакомление с технологическими процессами и применяемым оборудованием на объектах НГДУ.

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объекты разработки - 4 площади терригенного девона (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская), залежи терригенных и карбонатных отложений карбона. НГДУ «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений: уникальное по объему запасов Ново-Елховское месторождение (второе по величине извлекаемых запасов нефти в республике Татарстан).

1. Разработка нефтяных месторождений

Геология района и разработка мест о рождений

Самое крупное в Татарстане — Ромашкинское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Бугульминского, Лениногорского и Сармановского районов Республики. Ромашкинское месторождение многопластовое. В отложениях девона и карбона выделено 22 нефтеносных горизонта, 18 из которыз представляют промышленный интерес. В них выявлено около 400 залежей нефти. Детально изучены регионально-нефтеносные горизонты: пашийско-кыновских, черепетско-кизеловских, бобриковских отложений. Слабо изученными остаются локально-нефтеносные горизонты (заволжские, алексинские, данково-лебедянские). Основные запасы нефти месторождения приурочены к терригенным отложениям девона и карбона. Ромашкинское месторождение приурочено к крупному тектоническому элементу территории — Южному куполу Татарского свода. Залежь нефти в пашийском горизонте приурочена к сводовой части этого поднятия. Режим залежей упруго-водонапорный. Во всем осадочном разрезе месторождения выделяется до 22 водоносных комплексов пород. Наиболее водообильными являются терригенные породы девона и карбона. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых. Нефти всех отложений карбона близки по составу и и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых. Месторождение введено в разработку в 1952 году. К настоящему времени на месторождении выделено 10 эксплуатационных объектов.

Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии. 2.24]

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

Рациональная система разработки — это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальные числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу, при возможно низкой себестоимости нефти.

Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин.

Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.

Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.

По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и н е равномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности.

Для систем с неравномерным расположением характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.

По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с во з действием на пласт.

В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.

Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.

Характеристики системы разработки:

— фонд скважин - общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных скважин, предназначенных для разработки залежи).

Подразделяется на основной и резервный.

— удельный извлекаемый запас — отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.

— интенсивность системы заводнения — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

— отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда , расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.

Показатели разработки абсолютные характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

— добыча нефти — основной показатель — суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

— добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

— добыча газа - отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,

— накопленная добыча — отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар, по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.

1.2 Организация производственных процессов в НГДУ

нефть месторождение скважина добыча Рис. 1.2.1 Схема организации производственных процессов в НГДУ Во главе НГДУ стоит начальник. Его непосредственные подчиненные — это главный геолог, главный инженер, главный технолог и заместитель по общим вопросам. В подчинении главного геолога имеются: отдел разработки (ОР), геологический отдел (ГО), группа моделирования (ГМ) и цех научных и производственных работ (ЦНИПР). Производственный отдел по добыче нефти (ПОДН), служба главного механика (СГМ), отдел охраны труда и пожарной безопасности (ООТиПБ), отдел текущего и капитального ремонта скважин (ОТиКРС), технологическая служба по работе внутрискважинного оборудования (ТСВО) и центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) подчиняются главному инженеру. В ведении ЦИТС имеются: цех подземного ремонта скважин, цех добычи нефти и газа № 1 (ЦДНГ-1), цех добычи нефти и газа № 2 (ЦДНГ-2), цех поддержания пластового давления (ЦППД) и прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО). Главному технологу подчиняются: служба главного технолога (СГТ), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), газовая служба (ГЗ) и химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ). Административно-хозяйственный отдел (АХО), служба обеспечения производства (СОП), транспортное производство (ТП), участок погрузочно-разгрузочных работ (УПРР) и ведомственная охрана (ВОХР) являются непосредственными подчиненными заместителя начальника НГДУ по общим вопросам.

Главный инженер руководит работой всех производственных цехов, лабораторий. Он возглавляет научно-исследовательскую работу на предприятии.

Функция технического отдела — обеспечение совершенствования техники и технологии производства. Основная задача этого отдела — разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, разработка месторождений.

Отдел охраны труда контролирует соблюдение правил безопасности, охраны труда и промышленной санитарии.

Особые функции в управлении буровых и нефтегазодобывающих предприятий выполняет геологический отдел. Главная задача этого отдела — выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения и опробования скважин, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, выбор рациональной системы разработки месторождений.

Главная задача производственного отдела — разработка и анализ выполнения оперативных планов — графиков, производственной программы организационно-технических мероприятий.

Планово-экономический отдел разрабатывает текущие и перспективные планы, организует внутризаводской хозрасчет.

Отдел организации труда и заработной платы проводит работу по планированию научной организации труда, затрат труда и заработной платы, организует социалистическое соревнование.

Для организации и управления работ по капитальному строительству на предприятиях имеются отдел капитального строительства и строительно-монтажные участки.

Бухгалтерия осуществляет учет денежных расходов предприятия основных и оборотных средств, заработной платы.

Отдел кадров подбирает и комплектует кадры, принимает и увольняет.

Административно-хозяйственный отдел — создание благоприятных условий для деятельности работников управления.

Объединение «Татнефть» - одно из крупнейших нефтегазодобывающих объединений РФ. Объединение является сложным производственным комплексом, располагающим огромными производственными мощностями и высокоразвитой социальной инфраструктурой. Объединение своей деятельностью вызвало к жизни ряд современных городов и рабочих поселков. В состав объединения сегодня входят 14 нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

Организация производства и управления в нефтегазодобывающем производственном объединении во многом определяется специфическими особенностями отрасли и меняется в зависимости от масштабов и структуры производства.

Характерные особенности нефтедобывающей отрасли заключаются в следующем:

добыча нефти и газа связана с большим объемом специальных работ по поискам и разведке месторождений нефти и проектированию их разработки; бурению скважин, их освоению, обустройству месторождений; добыче, сбору, подготовке нефти и переработке газа, транспорту и хранению продукции.

Сооружения и оборудование нефтедобычи подвержены сильному влиянию окружающей среды, часто агрессивной, поэтому значительный и все возрастающий объем работ связан с производством ремонта подземного и наземного оборудования:

— объем и структура производства меняются по мере ввода новых мощностей и истощения запасов нефти в недрах;

— нефтепромысловые объекты (сооружаемые буровые, скважины, товарные парки, установки по подготовке нефти и др.) и производственные подразделения рассредоточены на большой территории, значительно удалены от баз вспомогательного производства и снабжения;

— подвижность границ объектов производства, обусловленной вводом в разработку новых месторождений, площадей, скважин;

— круглосуточное (в течение всего года) функционирование производства;

— значительное влияние природно-геологических и климатических условий на итоги деятельности производства.

2. Техника и технология добычи нефт и

2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа.

При движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему жидкости. Во время подъема продукции скважины со снижением давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой см меньше плотности жидкости ж (см < ж).

Условия фонтанирования в этом случае: Р пл > см g H.

Забойное давление: Р заб = см g H +Р тр +Р у.

Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое — Р заб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы — «пласт-подъемник».

Рис. 2.1.1 Устройство скважины для фонтанной добычи.

1 — эксплуатационная колонна;

3 — башмак;

4 — фланец;

5 — фонтанная арматура;

6 — штуцер.

По мере эксплуатации естественный приток нефти к скважине постепенно уменьшается. Это связано с уменьшением давления на забое. В связи с этим применяется механизированный способ эксплуатации. В частности компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными видами насосов.

Рис. 2.1.2. Устройство скважины для газлифтной эксплуатации

1 — обсадные трубы;

2 — подъемные трубы;

3 — газовые трубы.

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом — системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования, установленного у устья скважины.

К наземному оборудованию относятся станок-качалка с приводом и устьевое оборудование. К подземному оборудованию относят глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб и колонну насосных штанг.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, предназначенный для работы на больших глубинах. Насос в свою очередь состоит из двух основных узлов: цилиндра и плунжера. Привод насоса осуществляется с поверхности с помощью колонны насосных штанг.

Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные или не вставные и вставные.

Трубные насосы характерны тем, что основные узлы спускаются в скважину по отдельности. Цилиндр на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер на колонне насосных штанг. Подъем осуществляется в том же порядке.

Вставной насос, в отличие от трубного, спускают в скважину и поднимают из скважины уже в собранном виде с помощью насосных штанг. Насос закрепляется с помощью специального замкового соединения, установленного на колонне насосно-компрессорных труб. Для замены вставного насоса достаточно поднять колонну насосных штанг.

Используются балансирные и безбалансирные штанговые установки.

Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой:

Рис. 2.2.1. Схема штанговой скважинно-насосной установки:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — всасывающий клапан; 3 — цилиндр насоса; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — насосные штанги; 8 — крестовина; 9 — устьевой патрубок; 10 — обратный клапан для перепуска газа; 11 — тройник; 12 — устьевой сальник; 13 — устьевой шток; 14 — канатная подвеска; 15 — головка балансира; 16 — балансир; 17 — стойка; 18 — балансирный груз; 19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 — кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 — клиноременная передача; 25 — электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 27 — рама; 28 — блок управления.

Применяются также безбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира используют гибкое звено перекинутое через шкив на стойке и соединенное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и гидроприводом.

В состав насосной установки с цепным приводом входят: корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьево штока 10, канат 11, клиноременная передача 12.

Привод устанавливается на основании 13, на нем же размещается станция управления. Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов. Корпус преобразующего механизма представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз, соединенный канатом через ролики с подвеской устьевого штока. В корпусе размещен редуцирующий преобразующий механизм.

Рис. 2.2.2. Схема установки электропривода

1 — корпус; 2 — электродвигатель; 3 — редуктор; 4,5 — звездочки; 6 — цепь; 7 — каретка; 8 — уравновешивающий груз; 9 — тормоз; 10 — подвеска; 11 — канат; 12 — клиноременная передача; 13 — основание; 14 — станция управления.

Привод осуществляется следующим способом: движение от электродвигателя через ременную передачу, редуктор, ведущую звездочку, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь. Тяговая цепь соединена посредством консольно прикрепленной к ней скалки с кареткой и уравновешивающим грузом. В тот момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока находится в верхнем положении, каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение каретки вправо прекращается и она движется только вверх. При достижении кареткой горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг.

Мощность подключенного электродвигателя равна 3 и 5 кВт.

Преимущества над балансирным приводом

— постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода;

— редуктор с меньшим передаточным отношением;

— меньшая зависимость габаритов и массы привода от длины хода;

— обеспечение длины хода в широком диапазоне изменения скорости;

— снижение динамических и гидродинамических нагрузок;

— снижение энергетических затрат;

— повышение коэффициента использования мощности.

2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насос а ми

Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.

Широкое распространение получили установки с погружными центробежными электронасосами, позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная черта таких установок — перенос двигателя непосредственно к месту работы насоса и отсутствие штанг.

Оборудование для эксплуатации скважин с помощью УПЦН включает погружной электродвигатель 2, центробежный насос 5, станцию управления 11 с автотрансфор матором. К нижней части погружного электродвигателя присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор 3 с валом насоса. Жидкость всасывается через боковой прием 4 и откачивается насосом по колонне насосно-компрессорных труб 6 на поверхность. Для питания двигателя электроэнергией предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа.

Принципиальная схема УПЭЦН

1 — автотрансформатор; 2 — станция управления; 3 — кабельный барабан; 4 — оборудование устья скважины; 5 — колонна НКТ; 6 — бронированный электрический кабель; 7 — зажимы для кабеля; 8 — погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 — приемная сетка насоса; 10 — обратный клапан; 11 — сливной клапан; 12 — узел гидрозащиты (протектор); 13 — погружной электродвигатель; 14 — компенсатор.

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.

По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы:

а) группа 5 — насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм;

б) группа 5А — насосы с диаметром корпуса 103 мм;

в) группы 6 и 6А — насосы с диаметром корпуса 114 мм.

Погружной центробежный электронасос — многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал. Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой, а направляющие аппараты — в корпусе насоса, представляющем трубу от 92 до 114 мм. Число ступеней может достичь 400. Давление, развиваемое насосом, определяется числом ступеней и частотой вращения колес, диаметром насоса и другими факторами. 3.60]

Компенсатор — устройство для регулирования объема масла в погружном электродвигателе, которое расширяется вследствии нагрева двигателя во время его эксплуатации.

Станция управления обеспечивает контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение, выключение ее в зависимости от давления в коллекторе.

Разработан безтрубный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск агрегата в скважину на кабель-канате, что значительно упрощает и ускоряет спуско-подъемные операции.

Для разделения в скважине пространства нагнетания от полости всасывания насоса применяют специальные разделительные пакеры. Погружной агрегат применяют с верхним расположением электродвигателя. По этой схеме, спущенный в скважину насосный агрегат опирается на заранее установленный в эксплуатационной колоне — пакер, который отделяет фильтровую зону эксплуатационной колонны от ее верхней части. Насос отбирает жидкость из-под пакера и нагнетает в эксплуатационную колонну. Для спуска агрегата в скважину применяют специальную лебедку, смонтированную на автомобиле. Такая схема позволяет применять максимальные диаметры двигателя и насоса, последовательно, повысить подачу и напор. Погружные центробежные насосы не рекомендуются в скважинах с большим содержанием песка, свободного газа, мало эффективны для извлечения нефти высокой вязкости.

К бесштанговым погружным насосам относятся также винтовые, гидропоршневые вибрационные, диафрагменные и струйные насосы. Особенно широко используются для добычи вязкой нефти винтовые насосы.

Схема установки винтового насоса в скважине ничем не отличается от центробежного, за исключением самого насоса.

Рабочей частью винтового насоса является однозаходный стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим шага винта.

Винтовой насос — насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Получили широкое распространение винтовые насосы с верхним электроприводом, расположенным у устья скважины. Вращательный момент винту передается посредством колонны штанг, оборудованной специальными центраторами и размещенной внутри колонны насосно-компрессорных труб.

На необорудованных скважинах извлекать жидкость возможно методом свабирования, аналогично технологиям вызова притока из пласта.

У диафрагменного насоса резиновая диафрагма разделяет откачиваемую жидкость от приводной части насоса.

К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости.

Вибрационный насос предназначен для подъема жидкости из скважины под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором.

2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин

Под основными операциями понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуатации скважины. Дренирование пласта связано с созданием на него перепада давлений (депрессии), интенсификация которого может привести к осложнениям: обводнению, газообразованию, парафино- и солеобразованию, разрушению пласта.

Объем исследовательских работ диктуется задачей исследований. Для месторождения, вступающего в эксплуатацию, он может быть следующим: определение пластового давления, определение температуры пласта, определение характеристики добываемой продукции и отдельных ее компонентов, изучение геологической характеристики призабойной зоны, замер забойного давления и дебитов нефти, газа и воды при различных отборах, определение величины потенциального и оптимального отбора. Таким образом, в зависимости от назначения, исследования могут быть отнесены к одной из следующих групп. 3.86]

Первичные исследования — получение информации на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения для подсчёта запасов и составления проекта разработки.

Текущие исследования — получение данных в процессе разработки для установления режимов работы скважин, уточнения параметров пласта.

Специальные исследования — получение данных для решения специальных вопросов, например: определение дефекта в обсадной колонне, места нарушения изоляции цементного кольца и т. д.

Прямые исследования — непосредственные измерения различных параметров в скважинах приборами.

Косвенные исследования - получение информации путём расчёта её по известным зависимостям — графикам, формулам и т. д.

Промыслово-геофизические исследования — получение данных с помощью геофизических приборов различного типа.

Гидродинамические методы — исследования, проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают определения таких параметров: уровни, забойные и пластовые давления дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистость, профиль притока и т. д.

Перечень технологических операций перед исследованием скважин УШГН должен предусматривать:

1) установку эксцентричной планшайбы и скважинного отклонителя;

2) оснащение колонны труб муфтами с фасками с обеих сторон;

3) промывку скважины и очистку эксплуатационной колонны от отложений с последующим спуском шаблона;

4) использование проволоки диаметром 2,0−2,2 мм для подвески приборов;

5) перед спуском прибора снижение давления в затрубном пространстве до атмосферного;

6) спуск прибора через лубрикатор, если необходимо поддержание в затрубном пространстве давления выше атмосферного;

7) спуск приборов через направляющий ролик, устанавливаемый на планшайбу и центрируемый по отверстию;

8) перед спуском прибора произвести спуск шаблона, по длине и диаметру равного намечаемому к спуску прибору;

9) спуск и. подъем приборов производить со скоростью не более 30−40 м/мин, а в интервалах повышенной опасности лучше перейти на ручной спуск-подъем;

10) при возникающих задержках в процессе спуска рекомендуется в качестве первой меры увеличить массу груза до 8−12 кг;

11) при задержках, возникающих через каждые 200−300 м; следует спуск прибора прекратить, поднять его и переориентировать планшайбу;

12) возникающие «захлесты» из-за, неправильного расположения планшайбы могут быть устранены изменением расположения планшайбы и, следовательно, колонны труб. Если это не помогает, следует прибор поднять, используя крючки, или вызвать бригаду подземного ремонта.

При выборе направления спуска следует учесть азимут искривления скважины, используя инклинограмму. Метод просто осуществляется в вертикальной скважине, но требует определенного опыта в искривленных скважинах.

Оператор добычи нефти:

— поддерживает чистоту и порядок на территории закрепленных скважин;

— обеспечивает подготовку скважины к ремонту;

— контролирует проведение определенных операций, выполнение которых специфично для данной скважины;

Установку дополнительных устройств, исследовательских приборов и т. д. ;

— контролирует запуск УЭЦН после ремонта и вывод скважины на режим: следит за подачей, затрубным и буферным давлениями, динамикой уровня жидкости;

— участвует в операциях на очистке скважины от парафина, солей, песка.

В процессе эксплуатации оператор определяет и записывает в журнал сведения о дебите жидкости, обводненности продукции, динамическом уровне, буферном, затрубном и линейном давлении в следующие сроки:

— через 1 сутки после вывода скважины на режиме;

— в течение первых 30 суток — еженедельно; после первых 30 суток — ежемесячно.

— при запуске;

— через 2 суток после вывода на режиме;

— ежемесячно в течение 60 суток;

— 1 раз в квартал после 60 суток.

2.5 Подземный 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.

Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на текущий и капитальный.

Текущий ремонт — комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.

Основной объем операций текущего ремонта осуществляется по заранее составленному графику с учетом способа эксплуатации, технических характеристик используемого оборудования, состояния скважины, свойств эксплуатируемого объекта. Основные виды работ:

— ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования;

— оптимизация режимов эксплуатации;

— очистка и промывка забоя скважины;

— выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий.

Капитальный подземный 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.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

— охрана недр и окружающей среды;

— изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;

— воздействие на продуктивные пласты;

— восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором — ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем — обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом — ликвидация.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разделить на три основных этапа:

1) подготовительные работы:

2) спускоподъемные операции и собственно ремонт;

3) освоение скважины после ремонта.

Первый технологический этап ремонта — подготовительные работы — состоит из двух частей:

— собственно подготовки скважины к ремонту;

— подготовка оборудования и инструмента для проведения ремонта.

К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

Одной из технологий подготовки является глушение скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины нежелательный процесс, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства. 3.104]

Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению с глушением — установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием для производства спускоподъемных операций под давлением.

Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.

Рис. 2.5.1. Подъемная установка.

1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4 — передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора .

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузоподъемного оборудования, включающего вышку с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями.

Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе.

Мобильный агрегат для производства спускоподъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рисунках:

нефть месторождение скважина добыча Рис. 2.5.2. Самоходная подъемная установка.

1 — оттяжки вышки, 2 — установочные оттяжки, 3- клиновые упоры, 4- винтовой домкрат, 5- поворотный кран, 6- крюкоблок, 7- коробка перемены передач, 8- лебедка, 9- пост управления подъема вышки, 10- гидравлический домкрат, 11- инструментальный ящик, 12- задняя опора вышки.

Для технологических операций предназначено специальное наземное и подземное оборудование. Основное наземное оборудование — насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара, оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования скважин. Подземное — пакеры, якори, захватные устройства для извлечения труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных работ используются специальные технические и транспортные средства.

Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта.

Канатные технологии основаны на использовании каната для спуска на забой или заданный интервал скважины приборов, приспособлений, устройств, контейнеров, с соответствующими материалами.

Технологии с использованием гибких труб заключается в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной гибкой колонны.

На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе вращения барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической операции.

Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных труб материалом и отсутствием соединительных муфт.

Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные трубы, в трубы насосно-компрессорных труб, в межтрубное пространство в скважине между обсадной и подъемной колонной труб.

От традиционных методов ремонта скважин колтюбинговые технологии отличает упрощение процесса работы при избыточном давлении в стволе скважины, оперативное свертывание и развертывание установок, возможность работы в межколонном пространстве, исключение спускоподъемных операций при некоторых видах ремонта.

2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

Высокие показатели разработки нефтяных месторождений и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) можно получить только при рациональной эксплуатации объекта.

При эксплуатации скважины значительная часть нефти (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т. п. Поэтому используют искусственные методы воздействия на пласт.

Искусственные методы воздействия на пласт делят на три группы:

Методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

— методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

— методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости — обработка призабойной зоны (ОПЗ) — обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка).

К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами — соли хлористого кальция (СаС1) и хлористого магния (MgCl 2), углекислый газ (СО 2), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины.

Для обработки наиболее часто используют 12 - 15 процентный раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м 3 раствора.

Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии — в основном ПАВ.

В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка — процесс комбинированный — в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин созданием высоких давлений на забое, закачиваемой в скважину жидкостью, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления в образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок.

Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1−2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис. 5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва.

Рис. 2.6.1. Схема ГРП

I — нагнетание жидкости для разрыва; II — нагнетание жидкости с песком; III-нагнетание жидкости вдавливания. 1 - глины; 2 — нефтяной пласт

Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

Рис. 2.6.2. Схема ГПП Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт — разрыв его пороховыми газами — основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников. 2.56]

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ — торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении.

3. Сбор и подготовка нефти на промысле

3.1 Сбор и подготовка добываемой продукции

Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.

Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.

Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ.

Конструктивно — это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы.

Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.

Рис. 3.1.1. Принципиальная технологическая схема добычи подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ).

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное- в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.

После сбора нефть проходит несколько стадий обработки:

— обезвоживание;

— обессоливание;

— стабилизация;

— дегазация.

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

Рис. 3.1.2. Схема обезвоживания нефти

1 - газосепарационный узел;

2 - отстойник предварительного сброса воды;

3 - печь подогрева;

4 — узел обезвоживания нефти;

5 — каплеобразователь;

6 — гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.

Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

— гравитационное холодное разделение;

— внутритрубная деэмульсация;

— термическое воздействие;

— термохимическое воздействие;

— электрическое воздействие;

— фильтрация;

— разделение в поле центробежных сил.

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке:

Рис. 3.1.3. Схема отстойника Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15 … 20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45 … 80 °C.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1 … 2%.

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1%.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5-10% от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество — деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень — стабилизацию.

Рис. 3.1.4. Схема обессоливания нефти

1 — теплообменник;

2 — электродегидратор;

3 — нефтеотделитель.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 … 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

3.2 Система ППД. Организа ция ППД на промысловых объектах

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.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным является 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. Подготовка пресных вод для использования в системе ППД.

Количество пластовых сточных вод, добываемых вместе с нефтью и используемых в системе заводнения, обычно обеспечивает потребность для этих целей не более чем на 30−50%, остальные 70−50% - это пресные, подземные минерализованные и реже — морские воды.

Водозаборы грунтовых вод разделяются на подрусловые артезианские. В практике заводнения большее распространение получили подрусловые водозаборы, схемы которых приводится на рис 3.2.1 а.

Рис 3.2.1. Водозаборы поверхностных вод: а-подрусловый водозабор: 1 — обсадная труба; 2- эксплуатационная колонна; 3 -фильтр; 4 -резервуар; 5 — вакуум-компрессор; 6,9 — насосы; 7 — колодец; 8 — резервуар чистой воды; б — водозабор открытого водоема: 1 — прием насоса; 2 — приемная труба; 3 — площадка; 4- сваи; 5 — насосная станция первого подъема.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде. Кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод в продуктивные горизонты.

Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам КНС обычно располагают вблизи скважин. В КНС устанавливают от 2 до 5 центробежных насосов, один из которых — резервный.

Рис. 3.2.2. Схема КНС.

1 — магистральный водовод;

2 — приемный коллектор.

Рис. 3.2.3. Схема законтурного заводнения:

1 — нефтяные скважины;

2 — нагнетательные скважины;

3 — контрольные скважины;

4 — внутренний контур нефтеносности.

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения — пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 - 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 — 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2−3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение.

Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки.

Рис. 3.2.4. Схема внутриконтурного заводнения

1 — нагнетательные скважины; 2- эксплуатационные скважины.

Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое — с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади.

Рис. 3.2.5. Схемы центрального заводнения:

а — осевое заводнение; б - кольцевое заводнение;

1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке

Элемент пятиточечной системы — квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы — шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы - квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

3.3 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов

Нефть, газ и нефтепродукты на дальние расстояния и в больших объемах транспортируют по трубопроводам.

Различают следующие трубопроводные системы: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы.

Трубопровод для перекачки нефти называют нефтепроводами.

Нефтепровод и газопровод — сложное инженерное сооружение, частями которого являются: запорная, регулирующая и предохранительная арматура; устройства для ввода химических реагентов; контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода и т. д.

Собственно трубопровод — основная составляющая магистрального нефтепровода — представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенными камерами приема и спуска скребков, разделителей, диагностических приборов.

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей — атмосферный. Для защиты трубопроводов от коррозии применяют пассивные и активные средства и методы.

В качестве пассивного средства используется изоляционное покрытие, к активным методам относится электрохимическая защита. Изоляционное покрытие применяемое на подземных магистралях трубопроводах, должно обладать высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными, водонепроницаемыми, механически прочными. Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Их прокладка должна осуществляться комплексно со средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

ЭХЗ осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Профилактические мероприятия на трубопроводе, а также ликвидация повреждений и аварий выполняются ремонтно-восстановитетьной бригадой, которая размещается на перекачивающих станциях; при больших расстояниях между перекачивающими станциями (больше 100-120 км) организуются промежуточные ремонтно-восстановительные пункты, количество которых зависит от рельефа местности, наличия проезжих дорог и состояния трубопровода. Эти бригады располагаются обычно вблизи населенных пунктов.

Состав самостоятельных ремонтно-восстановительных бригад, их оснащенность машинами и механизмами устанавливаются в зависимости от трассы, технического состояния трубопровода, количества параллельно уложенных ниток трубопроводов.

Каждая ремонтно-восстановительная бригада должна быть обеспечена средствами передвижения, средствами откачки и пожаротушения, землеройными механизмами и сварочными машинами. Все машины и механизмы постоянно находятся в полной исправности и готовности к выезду для ликвидации повреждения на трубопроводе.

В зависимости от повреждения подготовляется котлован, размеры которого должны обеспечить свободный доступ к трубопроводу для выполнения работ.

Котлован тщательно очищают от нефтепродукта (после полной «го откачки) и изолируют от него. Необходимо перед началом сварочных работ добиться остановки поступления нефтепродукта из трубопровода.

Если повреждение представляет собой свищ, то утечку нефти можно остановить, забив деревянную пробку и срезав ее заподлицо с трубой

4. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования

4.1 Безопасность труда и промышленная санитария

Техника безопасности — система организационно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов.

Оборудование и инструмент должны содержаться в исправности и чистоте, соответствовать техническим условиям завода-изготовителя и применяться в соответствии с требованиями эксплуатационной и ремонтной документации. Для бурения нужно использовать лишь полностью исправную буровую установку. Вышку необходимо укреплять оттяжками из стального каната, число, диаметр и места, крепления которых должны соответствовать технической документации на данную установку. Все оборудование должно быть установлено так, чтобы была обеспечена возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта. Оборудование, которое может оказаться под напряжением электрического тока, должно быть надежно заземлено и опробовано без нагрузки. Буровая установка должна иметь щит с приборами контроля за работой механизмов, ведением технологических процессов и состоянием скважины. На буровой следует иметь аптечку с набором перевязочных средств и медикаментов, необходимых для оказания первой помощи при несчастных случаях. Члены буровой бригады должны быть обучены приемам оказания первой помощи. Все вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов должны надежно ограждаться. 1.23]

ГСМ должны храниться на расстоянии не менее 50 км от буровых установок с соблюдением необходимых мер безопасности.

При приеме смены бурильщик обязан проверить следующее:

1. Наличие документации;

2. Исправность бурового станка;

3. Исправность электрооборудования: надежность крепления двигателей.

Производственная санитария — система организационных, гигиенических и санитарно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих вредных производственных факторов. К их числу относятся повышенные уровни шума, вибрации, загазованности.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Во всех случаях необходим постоянный контроль за чистотой воздуха. Наряду с другими средствами контроля эффективна одоризация выбросов сильно пахнущими одорантами. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно производить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, то по указанию лица, осуществляющего надзор за эксплуатацией трубопроводов, должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в земле, должен производиться путем вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков, в зависимости от условий эксплуатации, устанавливается лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию.

Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов — до плюс 60 °C, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с действующими инструкциями и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

При наружном осмотре должно быть проверено состояние: изоляции и покрытий:

— сварных швов;

— фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки КИП;

— компенсирующих устройств;

— дренажных устройств;

— арматуры и ее уплотнений;

— реперов для замера остаточной деформации;

К самостоятельной работе на объектах месторождений с содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте и аттестацию в соответствии с требованиями работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, знающие свойства сероводорода, его воздействие на человека и умеющие оказывать пострадавшему первую доврачебную помощь.

Опасными и вредными производственными факторами на объектах сернистой нефти являются:

загазованность (сероводород, сернистый газ);

взрывопожароопастность;

нефть, химические реагенты;

электрический ток.

4.2 Охрана труда и окружающей среды

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ. Рабочему на территории промысла при обходе трассы трубопровода следует соблюдать следующие правила. Места открытого выделения газа обходить с наветренной стороны и извещать об опасности всех присутствующих вблизи аварийной зоны. Не располагаться на отдых и для приема пищи вблизи газоопасных мест. Не допускать появления открытого огня на территории промысла курить только в специально отведенных местах. Не допускать на территории промысла разлива нефти и замазученности, принять все меры по недопущению загрязнения почвы и водоемов нефтью и атмосферы нефтяным газом. Запрещается наносить удары по оборудованию, находящемуся под давлением. Запрещается использовать неисправные или не прошедшие в установленный срок проверку изолирующие защитные средства.

Список литературы

1. Карпеев Ю. С. Организация охраны труда на нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. М.: Издательство Недра, 1998. — 330 с.

2. Коршак А. А. , Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Уфа. 2000.-220с.

3. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. М.: Издательство Недра, 2003. — 639с.

4. Калошин А. И. Охрана труда. М.: Издательство Агропромиздат, 1991. — 400с.

5. «Сборник инструкций по охране труда и технике безопасности по безопасному ведению работ при текущем и капитальном ремонте скважин НГДУ. 2000. — 200с.

6. Вакула Я. В. Основы нефтегазопромыслового дела. Альметьевск, 2009.- 364с.

7. Yandex, http :// tatnipi - razrab . narod . ru / web - kadastr / romashkinskoe .

Контрольная

Графоаналитический способ рационально сочетает графические и вычислительные приемы отыскания проектных высот и рабочих отметок. По точности он несколько ниже аналитического, но обладает достоинствами обоих способов. Графоаналитический способ обеспечивает эффективное выравнивание проектируемой поверхности. Способ применим при всех стадиях проектирования. По способу изображения процесса...

Положение рукояти в седельный подшипнике 4 позволяет ей поворачиваться вокруг вала напорного механизма под действием усилия в подъемном канате, а также перемещаться поступательно в седельный подшипнике в результате действия напорного механизма. Таким образом, механизм имеет две степени свободы, необходимые для управления ковшом в процессе копания. Ковш перемещается в результате добавления...

Кв = Стоимость выбывших основных средств______. Стоимость основных средств на начало периода (3.2). Крост = (Фвв - Фвыб)/Фкон (3.3). Где Фвв - стоимость вновь введённых основных фондов за определённый период (год); Фвыб - стоимость выбывших основных фондов за определённый период; Фкон - стоимость основных фондов на конец того же периода. Фондоотдача (ФО) основных производственных фондов - один...

Из-за ограниченной доступности основных редкоземельных элементов некоторые компании разрабатывают материалы-заменители. Корпорации Toyota и General Electric объявили о своих намерениях уменьшить использование редкоземельных элементов при производстве машин и ветродвигателей. В то же время другие страны (Австралия, Бразилия, Индия, Россия, ЮАР, Малайзия и Малави) обладают ощутимыми запасами...

Серия аналитических приборов типа «Стереоанаграф» отечественного производства имеют несколько модификаций. Первые модификации приборов состояли из стереокомпаратора, координатографа и ЭВМ, Они предназначены для создания и обновления карт и планов всего масштабного ряда по аэро- и космическим снимкам. Эти приборы имеют повышенную точность обработки снимков, автоматизацию процессов ориентирования...

Курсовая

Аппарат формул для предрасчета погрешности сбойки и точности полигонометрии довольно широк. Но как бы ни был хорош предрасчет точности будущих измерений, какие бы формулы не применялись, всегда необходимо знать фактическое положение пунктов полигонометрии. Наиболее простой анализ погрешности положения пункта полигонометрии делают по координатам x, y, полученным нескольких n ходов. Для этого...

Таблица 2.6 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 28.02.2008. Таблица 2.7 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 105 12.04.2008. Таблица 2.8 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 29.02.2008. Таблица 2.9 Результаты обработки ГГДИ в 2008 году по скважине № 110 24.10.2008. Обработка результатов исследований позволила получить уравнение притока газа...

Курсовая

Четвёртый этап. Производят вынос оси сбойки в шахту. Для этого в точке, А откладывают горизонтальный угол, а в точке Вгоризонтальный угол, по которым задают проводимому орту с обеих его концов направления в горизонтальной плоскости. Контроль за правильностью проведения орта в вертикальной плоскости осуществляют по вычисленному уклону. Рисунок 1. Погрешность смыкания встречных забоев в плане для...

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.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

по второй производственной практике
Содержание
1. Введение…………………………………………………………………… .3

2. Характеристика месторождения……………………………………………4

3. Объекты разработки и их характеристика…………………………………5

4. Коллекторские свойства продуктивных пластов…………………………11

5. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)…………12

6. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)…………………17

7. Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН)…………....18

8. Скважинные штанговые насосы, их элементы……………………………19

9. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и

насосных штанг……………………………………………………………...22

10. Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)………………25

11. Технологический режим работы УСШН при постоянной

12. Технологический режим работы УСШН при периодической

откачке жидкости…......................................................................................27

13. Технологический режим работы УЭЦН………………………………….28

14. Приборы для исследования работы скважинных насосов……………....29

15. Результаты исследования работы УСШН………………………………..37

16. Конструкция газопесочных якорей……………………………………….38

17. Устройства для борьбы с отложениями парафина в

подземном оборудовании………………………………………………….39

18. Схема групповой замерной установки……………………………………40

19. Схема ДНС………………………………………………………………….41

20. Автоматизация работы установок скважинных насосов………………...42

21. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа …….43

22. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании

добывающих скважин……………………………………………………...44

23. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти…………………….47

24. Структура нефтегазодобывающего предприятия………………………...49

25. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти………….50

26. Технико-экономические показатели деятельности НГДУ………………51

Список используемой литературы…………………………………………...53

1. ВВЕДЕНИЕ

Я проходил практику в ОАО «Удмуртнефть» НГДУ «Воткинск» на Мишкинском месторождении в бригаде по добыче нефти и газа. Находился на должности оператора по добыче нефти и газа 4 разряда.

Меня закрепили за оператором д/н 5 разряда, под чьим руководством я проходил практику. За время практики я прошел инструктажи по т/б и по электробезопасности, ходил на обходы, где наблюдал за работой СК и ГЗУ, работал на ЭВМ, где составил электронную версию различных схем.

У меня остались хорошие впечатления от практики. Во-первых, мастер следил за тем, чтобы я получил как можно больше информации об обязанностях оператора по добыче нефти и газа: давал указания закрепленному за мной оператору, после 3-х недель практики провел экзамен по полученным мной знаниям. Во-вторых, желание самих операторов рассказывать о своей работе.

Почти каждый день находился на различных работах. Я не разочаровался в выбранной мной профессии и рад, что учусь именно на этой специальности.

^ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 г. и расположено на границе Воткинского и Шарканского районов севернее города Воткинска.

Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы рек Вотка и Сива. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140 – 180 м на юге, до 180 – 250 м на севере. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельскохозяйственными угодьями.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2С, морозы в январе – феврале иногда достигают -40С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60 – 80 см.

Водозабор для целей ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском ЦКПН, расположенном на территории месторождения.

Мишкинская структура осложнена двумя куполами: западным - Воткинским и восточным - Черепановским.
^ 3. ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

На Мишкинском месторождении нефтепроявления зарегистрированы в породах турнейского яруса и яснополянского надгоризонта (пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III), нижнего карбона, в башкирском ярусе и верейском горизонте (пласты B-II, B-III) московского яруса среднего карбона.

Нефтегазоносность разреза изучалась по керну, образцам бокового грунтоноса, анализом материалов промыслово-геофизических исследований, газового каротажа и результатам испытания скважин на приток.

Турнейский ярус

В турнейских отложениях обнаружено три залежи нефти, приуроченные трём структурам: Западному и Восточному куполам Воткинского и Черепановского поднятия. Промышленно-нефтеносным является пласт пористо-кавернозных известняков в кровле черепетского горизонта мощностью до 36 м. Наиболее высокая часть залежи нефти встречена на Воткинском поднятии, в скважине № 180 на отметке 1334 м. Залежь небольшого размера обнаружена в районе 184 скважины с наивысшей отметкой 1357 м.

Отмечается наклон поверхности ВНК (от скв.№ 189 к скв.№ 183) Западно-Воткинского купола в пределах 2 – 2,5 м. Поэтому ВНК принят на отметке 1356 – 1354 м. Высота залежи нефти на Западно-Воткинском куполе 32 м, размеры её около 8x5 км.

На Восточно-Воткинском куполе среднее положение ВНК условно принимается на отметке 1358 м. Высота залежи на этом куполе в районе скв.№ 184 около 5 м, размеры её 3x1,5 км.

На Черепановском поднятии ВНК условно принимается на отметке 1370 м. Высота залежи нефти этого поднятия 4,5 м, размеры её около 4,5x2 км. Наличие плотных прослоев прослеживаемых на большой площади и опробование прикупольных скважин 211, 190, 191 доказывают слоисто-массивное строение земли.

Нефтепроявления Кизиловского горизонта встречены в его нижней части в пласте тонкопористых известняков. Результаты опробования указывают на плохие коллекторские свойства продуктивного пласта кизиловского горизонта.

ВНК кизиловской залежи условно принимаем на отметке 1330,4 – 1330 м.

Яснополянский надгоризонт

В яснополянском надгоризонте нефтепроявления приурочены к пластам пористых песчаников и алевролитов тульского и бобриковского горизонтов.

В бобриковском горизонте прослеживаются три пористых пласта. Промышленный приток нефти из пласта Бб-III получен в скважине № 211 и нефть с водой из скважины № 190.

Пласт Бб-II прослежен во всех скважинах, вскрывший нижний карбон и только в скважине № 191 замещён непроницаемыми породами.

Мощность пласта Бб-II изменяется от 0 до 2 м, а Бб-I от 0,8 до 2,5 м. Из пласта Бб-I промышленные притоки нефти получены в скважине № 189 совместно с другими пластами.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность установлена в трёх пластах Тл-0, Тл-I, Тл-II. В яснополянском надгоризонте залежи нефти приурочены к структурам: Западно- и Восточно-Воткинскому куполам и Черепетскому поднятию. Наиболее незначительные мощности непроницаемых прослоев, разделяющих нефтеносные пласты яснополянского надгоризонта, а часто соединения проницаемых пластов друг с другом и литологическая их изменчивость позволяют предполагать о слоисто-пластовом типе залежей с единым ВНК для всех пластов Воткинского поднятия и отдельно для пластов Черепановского.

ВНК Черепановского поднятия для тульских пластов Тл-I, Тл-II, Тл-0 принимаем по подошве пласта Тл-II, давшей безводную нефть в скважине № 187 на отметке 1327,5 м.

Башкирский ярус

Нефтепроявления в отложениях башкирского яруса встречены во всех скважинах, вскрывших залежь нефти и охарактеризованных керном. Причём нефтепроявления размещаются в верхней, более плотной части разреза. Мощность эффективных прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 12,2 м. В некоторых скважинах при опробовании притоков не получено или получены после солянокислотной обработки забоев. Значительные колебания величин притоков позволяют предполагать о сложном строении коллектора как по размеру, так и по площади. Наличие значительных дебитов вероятно указывает на наличие крупной кавернозности или трещиноватости в коллекторе. Наиболее высокая часть нефти Воткинского поднятия встречена в скважине № 211 на отметке 1006,6 м. Высота залежи около 38 метров, размеры залежи в пределах 16x8 км. ВНК условно принимается на отметке 1044 м.

Залежь нефти Черепановского поднятия изучена недостаточно. Она отделена от залежи Воткинского поднятия зоной ухудшения коллекторских свойств карбонатных пород. ВНК Черепановского поднятия принят на отметке 1044 м.

Верейский горизонт

В верейском горизонте прослеживаются в основном два нефтяных пласта, разделённых пластами аргиллитов и глинистых известняков. Мощность эффективных нефтенасыщенных известняков В-III колеблется от 0,6 до 6,8 м (скв.№ 201). Наиболее низкая отметка с которой получена безводная нефть 1042,8 метров (скв.№ 214). Наиболее высокая отметка залежи нефти пласта В-III – 990 м. ВНК принят на отметке 1042 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 1042 метров составляет около 52 м. Размеры её в пределах внешнего контура около 25x12 км. Мощность эффективной части пласта колеблется от 1,2 до 6,4 м.

Наиболее высокая часть залежи пласта B-II вскрыта в скв.№ 211. ВНК принят на отметке 1040 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 104 м и равна около 50 м. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности около 25x12 км. Залежи нефти пластов В-II и В-III пластового типа.

Эффективная часть пласта B-I прослеживается не во всех скважинах. Результаты опробования указывают на низкую проницаемость пласта, а сложное расположение пористых разностей на площади месторождения осложняют оценку возможной нефтеперспективы пласта В-I.

^ 4. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Турнейский ярус

Турнейский ярус представлен карбонатными породами – известняками черепетского и кизиловского горизонтов. В скважинах выделяется от 1 (скв.№ 212) до 29 (скв.№ 187) пористых прослоев. Мощность выделяемых пористых разностей изменяется от 0,2 до 25,2 м. Суммарная мощность коллекторов черепетского горизонта в изученной части колеблется от 10,8 (скв.№ 207) до 39,2м (скв.№ 193). Почти во всех скважинах в кровле турнейского яруса выделяются прослои, как правило, это одиночный пласт мощностью около 2 м, но в некоторых скважинах (195, 196) появляется большее количество тонких пористых прослоев, число которых достигает 8. Общая мощность кизеловского коллектора возрастает в этом случае до 6,8 м.
Яснополянский надгоризонт

Отложения яснополянского надгоризонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин бобриковского и тульского горизонтов. В составе бобриковского горизонта выделяются пласты песчаников Бб-II и Бб-I, а в составе тульского горизонта Тл-0, Тл-I, Тл-II. Эти пласты прослеживаются по всей площади Мишкинского месторождения. Общая мощность коллекторов бобриковского и тульского горизонтов колеблется от 7,4 м (скв.№ 188) до 24,8 м (скв.№ 199).
Башкирский ярус

Представлен чередованием плотных и пористо-проницаемых известняков. Известняки не глинистые. Приведённый относительный параметр Jnj изменяется от 0,88 в плотных прослоях до 0,12 – 0,14 в высокопористых разностях. Такой характер изменения Jnj свидетельствует о значительной кавернозности известняков. Количество пористых пропластков в скважинах по площади меняется от 5 (скв.№ 255) до 33 (скв.№ 189). Мощность выделяемых пористых разностей колеблется в пределах от 0,2 до 21,0 м. Суммарная мощность коллекторов башкирского яруса колеблется от 6,8 м (скв.205) до 45,5 м (скв.№201).
Верейский горизонт

Верейские отложения представлены чередованием алевролитов и карбонатных пород. Продуктивный пласт приурочен к карбонатным отложениям пористым и проницаемым. Выделяется два пласта В-III и B-II.

Суммарная мощность коллекторов верейского горизонта меняется от 4,0 (скв.№ 198) до 16,0 м (скв.№ 201). Мощность отдельного проницаемого прослоя меняется по площади от 0,4 до 6,4 м.
Сводные данные о коллекторских свойствах продуктивных пластов

Показатели	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Яснополянский горизонт	Турнейский ярус
Пористость, %	20,0	18,0	14,0	16,0
Проницаемость, мкм 2	0,2	0,18	0,215	0,19
Нефтенасыщенность, %	82	82	84	88

^ 5. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ

(НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА)
НЕФТЬ
Верейский горизонт

Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 – 0,8874 г/см 3 и в среднем составляет величину 0,8798 г/см 3 . Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65 – 26,4 СП и в расчётах принималась 18,4 СП.

Среднее значение давления насыщения принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м 3 /т.

По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см 3 ; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).
Башкирский ярус

Данные анализа показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см 3 . Вязкость нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 сп. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м 3 /т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см 3 . Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%. Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).
Яснополянский надгоризонт

Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см 3 , высоковязкая 34,2 сп. Газовый фактор составляет 12,2 м 3 /т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.

Поверхностные пробы нефти яснополянского надгоризонта были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см 3 . Содержание серы  3,35%, содержание асфальтенов 5,5%, содержание парафина 4,51%.
Турнейский ярус

Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 сп. Плотность нефти 0,9139 г/см 3 . Газовый фактор 7,0 м 3 /т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см 3 . Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.
^ ПОПУТНЫЙ ГАЗ

В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54%, по яснополянскому надгоризонту - 67,2%, по башкирскому ярусу - 44,4%, по верейскому горизонту - 37,7%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.

По содержанию гелия в контурном газе яснополянского (0,042%) надгоризонта и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%.
^ ПЛАСТОВАЯ ВОДА
Верейский горизонт

Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см 3 , первую солёность – 70, содержат В – 781 мг/л, J – 14 мг/л и В 2 О 2 – 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот – 81 %, метан – 13 %, этан – 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.
Башкирский ярус

Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л., Cl – Na/Mg не превышает 3,7; SO 4 /Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 – 28-39; калия – 1100; стронция – 400; лития – 4,0.
Яснополянского надгоризонт

Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.

Средняя газонасыщенность пластовых вод яснополянских отложений 0,32 – 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 – 3,5 %, аргона – 0,466 %, гелия – 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.
Турнейского ярус

Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO 4 /Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В 2 О 3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.

Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO 4 /Cl – 100-0,12*0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH 4 79-89 мг/л; В 2 О 3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л;
Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Показатели	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Тульский горизонт	Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа	12,0	10,0	12,9	14,0
Плотность нефти, г/см 3	0,8798	0,8920	0,9	0,9139
Давление насыщения, кг/см 2	89,9	107,0	101,5	96,5
Вязкость, СПЗ	18,4	10,3	34,2	73,2
Газовый фактор, м 3 /т	18,8	24,7	12,2	7,0
Коэффициент сжимаемости	9,1	8,0	5,3	6,0
Объёмный коэффициент	1,04	1,05	1,009	1,01
Сера % Селикагелевые смолы % Асфальтены % Парафины %	3,07	13,01	3,35	5,7

Физико-химические свойства газа

Показатели	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Тульский горизонт	Турнейский ярус
Плотность газа, г/л	1,1	1,168	1,253	1,194
Содержание компонентов в %
CO 2 + H 2 S	1,5	1,1	0,3	1,15
N	41,23	37,65	63,8	86,60
CH 4	14,0	8,0	7,0	0,83
C 2 H 6	14,1	12,9	7,9	2,83
C 3 H 8	17,4	18,1	12,1	1,28
C 4 H 10	2,9	5,2	2,5	1,44
C 5 H 12	1,85	3,0	0,9	0,87

Физико-химические свойства пластовых вод

Солевой состав																		Общая минерализация мг/л			Плотность, г/см3					Вязкость, СПЗ
Na+Ka		Md	Ca		Fe			Cl		SO 4			HCO 3
Воды Верейского горизонта
50406,8		2879,2	15839,5					113600,0		738,2				134,2					183714,5
Воды Башкирского яруса
75281,829	3721,0		16432,8			127,1		156010,8			111,10					24,40			251709,0
Воды тульского горизонта
79135,7		4355,4		201690				170400				нет			24,4			274075
Воды турнейского яруса
65867,1	4349,3			15960,0					142000,0			160,0					35,4			228294

^ 6. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

(продуктивного пласта)

Показатели за 2003 г.	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Тульский горизонт	Турнейский ярус	Всего или среднее значение
Добыча нефти с начала года, тыс. т.	334,623	81,919	129,351	394,812	940,705
Добыча нефти в сутки, т/сут	1089,7	212,2	358,2	1043,9	2704,0
% от извлекаемых запасов	28,1	35,0	59,4	40,3	36,3
Закачка воды, тыс.м 3	1507,318	673,697	832,214	303,171	3316,400
Добыча воды с начала года, тыс. т.	1430,993	618,051	1093,363	2030,673	5173,080
Обводненость (по весу), %	74,5	86,5	87,5	82,0	81,4
Средний газовый фактор, м 3 /т	18,4	24,7	12,2	10,0	14,8

Студента группы 10-1 3В

Факультета нефти и газа специальности 130503.65

По первой учебной практике, проходившей в НГДУ «Альметьевнефть» , НГДУ «Ямашнефть» , полигон НГДУ «Елховнефть».

Место прохождения практики г.Альметьевск.

Начало практики 2.04.2012 окончание практики 20.04.2012

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ Надыршин Р. Ф.

Альметьевск, 2012 г.

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….….. 3

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА.......... ....4

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ….…11

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ…………………….. 13

Фонтанная эксплуатация скважин.…..……………………………….…13

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами……….. 16

Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами………………………………………………………………………….. 21

Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………………………………………………...…... 30

Подземный и капитальный ремонт скважин……………………....... 32

Методы воздействия на прискважинную часть пласта…………. ..34

4. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ………….…….…40

5. ОРГАНИЗАЦИЯ ППД НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ………….…45

6. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТРУБОПРОВОДОВ….…………….….. 48

7. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИН……………………….…..… 50

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………….….. 52

Введение

Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Елховнефть». Основные задачи практики являлись:

Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

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

Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.

В ходе учебной практики мы посетили, ознакомились с обустройством ГЗНУ-6, ДНС-1, а также с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были «ГЗНУ, ДНС-61, КНС-121 НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора НГДУ «Елховнефть», по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.
Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

Введение

2.Анализ структуры фонда скважин.
3.Геологическая характеристика месторождения.
4.Геолого-технологическая модель месторождения.
5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.
6.Технологические показатели вариантов разработки.
7.Запасы нефти и растворенного газа.
8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.
9.Технологический режим работы для добывающих скважин.
10.Добыча нефти электропогружными установками.
11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

Файлы: 1 файл

фЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

по первой производственной практике

с « » 20 г. по « » 200 г.

на предприятии

Студента

группы НР-09-1 специальности

«Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»,

специализация: «Разработка нефтяных месторождений»

От предприятия

(должность) Ф. И. О.

Оценка защиты:

г. Когалым, 2012 г.

Введение

1.Общие сведения о месторождении.

2.Анализ структуры фонда скважин.

3.Геологическая характеристика месторождения.

4.Геолого-технологическая модель месторождения.

5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.

6.Технологические показатели вариантов разработки.

7.Запасы нефти и растворенного газа.

8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.

9.Технологический режим работы для добывающих скважин.

10.Добыча нефти электропогружными установками.

11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Западно-Чигоринское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение расположено на территории трех лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз»:

• Чигоринский ЛУ (лицензия ХМН № 00684, выдана 03.12.1997, срок окончания
  действия лицензии 31.12.2040),
• Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00560, выдана 29.09.1993, срок окончания
  действия лицензии 31.12.2055),
• Западно-Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00812, выдана 04.06.1998, срок
  окончания действия лицензии 31.12.2055),

Расстояние до ближайшего населенного пункта - пос. Нижнесортымский - 60 км. Расстояние до г. Сургут - 263 км.

Месторождение открыто в 1998 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 2003 году на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки», составленной ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ТКР ХМАО № 259 от 06.12.2001).

В связи с более высокими темпами освоения месторождения в первые два года эксплуатации (2003-2004 гг.) фактические объемы добычи нефти превышали проектные уровни. В целях корректировки технологических показателей разработки в 2005 году ТО «СургутНИПИнефть» составлен «Анализ разработки Западно-Чигоринского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 630 от 27.04.2005).

Данный проектный документ «Технологическая схема разработки Западно-Чигоринского месторождения» составлен в 2006 году в соответствии с решением ТО ЦКР Роснедра по ХМАО (протокол № 630 от 27.04.2005).

За период опытно-промышленной разработки Западно-Чигоринского месторождения:

Уточнено геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства
основного эксплуатационного объекта АС и,

• подсчитаны и утверждены в ГКЗ Роснедра запасы нефти (протокол №1280 от
  03.11.2006),
• оценена эффективность реализуемой системы разработки.

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.

Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Административно-географическое положение. Западно-Чигоринское месторождение выделено на территории трех лицензионных участков: Ай-Пимского ЛУ(северовосточная часть месторождения), Западно-Ай-Пимского ЛУ (центральная часть) и Чиго-ринского ЛУ (юго-восточная часть, рис. 1.1).

В административном отношении месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайший населенный пункт - п. Нижнесортымский, расположен в 60 км к северо-востоку от месторождения. Центр Сургутского района - г. Сургут, расположен в 263 км к юго-востоку от месторождения. В физико-географическом отношении приурочено к Сургутской болотной провинции Западно-Сибирской физико-географической страны. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ "Нижнесортымск-нефть".

Климат, континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4°С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8°С, с абсолютным максимумом +34°С. В целом климат района типичен для зоны тайги.

Гидрография. Месторождение расположено в междуречье рек Ниматума, Юмаяха, Тотымаяун. По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. Основной фазой водного режима является половодье, на которое, в отдельные годы, приходится до 90% годового стока. Оно начинается в третьей декаде апреля и заканчивается в июне. Значительные пространства заболочены (60.1%). Заозеренность территории района работ составляет 17.2%. Наряду с мелкими озерами на территории месторождения расположены и крупные: Вочикилор, Вонтыръя-винлор, Евынгъеханлор, Нум-Вочкоультунглор, Вочкоультунглор, Отинепатылор.

Почвы. На автоморфных поверхностях доминируют иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. Среди болотных типов почв выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. В поймах рек преобладают пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.

Растительность. Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) территория месторождения расположена в северной подзоне тайги.

В ландшафтной структуре территории преобладают болота различного типа (60.1% площади), в основном, грядово-мочажинные и озерково-грядово-мочажинные, а также плоскобугристые болота. Сосновые и сосново-березовые леса приурочены к придолинным участкам (лесистость - 17.3%). В поймах и долинах рек преобладают сосново-березовые и кедрово-сосновые леса (около 5.4%).

Животный мир. Согласно зоогеографическому районированию Тюменской области (Гашев, 2000) Западно-Чигоринское месторождение расположено в пределах Сургутской зоогеографической провинции. Животный мир представлен фауной озерно-болотных биотопов (ондатра, заяц-беляк, водоплавающие: нырковые и речные утки), в лесных биотопах встречаются представители боровой дичи (тетерев, глухарь, рябчик), а также белка, бурундук.

Землепользование и особо охраняемые территории. На территории Западно-Чигоринского месторождения имеются территории с особым статусом природопользования - водоохранные зоны, кедровые насаждения, родовые угодья (рис. 1.1).

Водоохранные зоны выделены вдоль рек и вокруг озер шириной от 100 до 500 м, занимают 5132 га (около 45% площади месторождения). Отдельными массивами вдоль русел рек встречаются кедровые насаждения - 172 га (1.5%).

Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от 30.11.1994 г. и Решением районной комиссии в Сытоминской сельской администрации Сургутского района на территории месторождения выделено родовое угодье №12С, на котором осуществляют хозяйственную деятельность 4 семьи (12 человек) из числа коренным малочиснн-ных народов Севера - ханты (семьи Лозямова К.Я., Лозямова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозя-мовой Л.И.). Между ОАО «Сургутнефтегаз» и главами родовых угодий заключены экономические соглашения, предусматривающие комплекс социально-экономических мероприятий.

Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах определена Постановлением правительства РФ №1404 от 23.11.1996 «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах», РД 5753490-028-2002 «Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа»; кедровых насаждениях - Лесным кодексом Российской Федерации № 22-ФЗ от 29.01.1997; родовых угодьях - Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от ЗОЛ 1.1994 г.

Производственная инфраструктура. Западно-Чигоринское нефтяное месторождение находится в зоне деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора и подготовки нефти, дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

На момент выполнения работы на месторождении построены: 11 кустовых площадок; система нефтегазосбора протяженностью 26.1 км:

• одна дожимная насосная станция проектной мощностью 10.0 тыс.м /сут., с уста
  новкой предварительного сброса пластовой воды, производительностью 10.0 тыс.м 3 /сут.
  Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 12%;
• нефтепровод внешнего транспорта нефти с Западно-Чигоринского месторождения
  до точки врезки в нефтепровод с Биттемского месторождения, протяженностью 15.0 км;

кустовая насосная станция, производительностью 7.2 тыс. м 3 /сут. Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 44%;

В районе КНС пробурены четыре водозаборные скважины на сеноманский гори
зонт, оборудованные высоконапорными погружными насосными установками, посредст
вом которых осуществляется закачка воды;

Система высоконапорных водоводов протяженностью 18.55 км;
трансформаторная подстанция ПС 35/6;

• высоковольтная линия ВЛ-35кВ от ПС110 Биттемского месторождения до Запад
  но-Чигоринского месторождения, протяженностью 15.8 км;
• автомобильная дорога с асфальтобетонным покрытием от ДНС Западно-
  Чигоринского месторождения до врезки в коридор с Биттемского месторождения» про
  тяженностью 13.5 км.;

Подъезды к кустам протяженностью 26.15 км.

Система сбора газа на месторождении не развита. На расположенном в пределах 20 км Биттемском месторождении построена газотурбинная электростанция. Коэффициент утилизации газа на 01.01.2006 г. составил 2.76 %.

Ближайшим пунктом подготовки нефти является Алехинский ЦПС, расположенный в 95.8 км от месторождения. Сдача нефти в систему «Транснефти» осуществляется на НПС «Западный Сургут».

Электроснабжение осуществляется от системы Тюменьэнерго. Головным источником электроснабжения Западно-Чигоринского месторождения является ПС 35/6 кВ «Бит-темская» (2x25 MB А).

Электроснабжение площадочных объектов Западно-Чигоринского месторождения осуществляется от ПС 35/6 кВ (2x6,3 MB А) № 252, расположенной в районе технологической площадки ДНС.

При разработке месторождения снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты.

Ближайший поселок Нижне-Сортымский обеспечен квалифицированными трудовыми ресурсами. При НГДУ «Нижнесортымскнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.

2.АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН.

По состоянию на 1.01.2006 на балансе предприятия числится скважин - 147, в том числе добывающих - 109, нагнетательных - 33, контрольных - 1, водозаборных - 4. Характеристика фонда скважин приведена в табл. 2.1

На объекте АС12 фонд добывающих и нагнетательных скважин - 129, в том числе добывающих - 96, нагнетательных - 33 (из них в отработке на нефть - 12).

На пластах АС11 и ЮСо числятся 13 ликвидированных разведочных скважин.

В графических приложениях приведены карты текущего состояния разработки объекта АС12. По объекту в целом производительность скважин указанная на карте соответствует отчетности НГДУ, на картах каждого из пластов приведена расчетная производительность, полученная в результате модельных расчетов.

Состояние фонда удовлетворительное. В бездействующем фонде добывающих скважин находится 2 скважины (2% фонда скважин).

В декабре 2005 года действует 100 добывающих скважин со средним дебитом нефти 13.9 т/сут, средняя величина забойного давления 12.8 МПа. Действующих нагнетательных скважин - 21. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 152 м 3 /сут, при среднем устьевом давлении - 14.9 МПа.

Диапазон дебитов нефти (от 0.1 до 63.1 т/сут) для начальной стадии разработки очень большой. Для выявления основных причин не одинаковой производительности скважин проведен многофакторный анализ геолого-промысловой информации, наиболее информативные зависимости показаны на рис. 4.3.1. Из приведенных данных следует: