Добыча нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Конструкция скважин, глубина залегания продуктивных пластов, пластовое давление

3. Характеристика нефти месторождения

4. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения (стратиграфия, литология, нефтегазоводоносность, коллекторские свойства)

5. Динамика разработки месторождения и основные технологические показатели

6. Организационная структура НГДУ «Арланнефть»

7. Организационная структура цеха по добыче нефти и газа филиала ОАО «АНК«Башнефть» Башнефть-Янаул»

8. Квалификационные обязанности по рабочей профессии в цехе

9. Техника и технология ведения работ, технологическая и экономическая эффективность мероприятия

10. Новые технологии, применяемые в цехе, схемы

11. АСУ - автоматизированная система управления производством

12. Требования к качеству нефти

13. Способы борьбы с эмульсиями

14. Анализ эффективности добычи нефти, содержащей механические примеси

Литература

Введение

Несмотря на трудности последних лет, Россия по-прежнему входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. Это обусловлено не только значительными разведанными и перспективными запасами углеводородного сырья и объемами его добычи, но и достигнутым технологическим уровнем разработки нефтяных месторождений.

Россия имеет уникальный опыт использования заводнения в различных геолого-физических условиях месторождений нефти. Многолетний опыт его применения позволил сформулировать решения по основным принципиальным положениям практической реализации этого метола. К ним относятся область применения заполнения, время начали искусственного заводнения, система размещения скважин, плотность их сеток, система заводнения, технология заводнения, время отключения обводнившихся скважин, теми разработки, нефтеотдача, разработка водонефтяных зон, разработка многопластовых месторождений, контроль процесса разработки месторождения, ее регулирование и др.

Широко применялись различные виды заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное (включая поперечное, продольное, блоковое, избирательное, очаговое) и др.

Наибольшее распространение получило внутриконтурное заводнение, обеспечивающее более 90% нефти.

Были обоснованы и внедрены различные системы размещения скважин: рядные (трехрядные, пятирядные), площадные (пятиточечные, семиточечные, девятиточечные) и др.

Наиболее распространена трехрядная система, которая позволяет более успешное регулировать процесс разработки с целью получения максимального охвата пласта вытеснением нефти* водой. В последние годы для разработки низко проницаемых коллекторов часто проектируются более я активные площадные системы.

Достаточно широк диапазон применяемых плотностей сеток скважин при заводнении (от 10 до 50 га/скв), однако в последние годы проявляется общая тенденция дополнительного уплотнения сеток скважин для залежей с трудно извлекаемыми запасами нефти. Широкое использование заводнения позволило значительно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений. Однако иногда стремление всеми средствами обеспечить высокую добычу нефти в стране приводило к недооценке негативных последствий принимаемых решений. Уже в начале 80-х годов в развитии нефтяной промышленности появляются определенные трудности, а с 1988 г., уровень добычи нефти в России начал постоянно снижаться. Ухудшились и другие показатели добычи нефти: средний дебит старых скважин уменьшился с 25 т/сут. в 1980 г. до 9 т/сут. в 1994 г., а 1 дебит новых скважин - с 40 до 11 т/сут.

За последние 25 лет доля остаточных извлекаемых запасов нефти в подгазовых зонах, низко проницаемых коллекторах, а также доля высоковязких нефтей увеличилась от 0.17 до более 0.5. В России сейчас имеется 6.6 млрд. т. нефти повышенной вязкости (более 30 мПа*с), в том числе 3.8 млрд. т. нефти вязкостью более 100 мПа*с. Постоянно увеличиваются запасы нефти, содержащиеся в обводненных пластах, дополнительная разработка которых обычными технологиями становится нерентабельной. За 1980-1995 гг. запасы нефти в пластах со степенью выработанности более 50% возросли в 1.5 раза, а более 80% - в 4 раза.

Проведенный анализ показывает более низкую эффективность выработки трудно извлекаемых запасов нефти существующими технологиями. Так, если средний проектный коэффициент извлечения нефти по месторождениям Урало-Поволжья составляет 0.42, то по месторождениям с низко проницаемыми коллекторами - 0.28, в подгазовых зонах - 0.25, в карбонатных коллекторах - 0.29. Дальнейшее ухудшение структуры запасов еще более снижает проектный коэффициент извлечения нефти: в подгазовых зонах карбонатных коллекторов он составляет 0.23. Если к этим двум осложняющим разработку факторам добавляется низкая проницаемость, то коэффициент извлечения нефти уменьшается до 0.21.

Таким образом, структура запасов и состояние разработки месторождений России требуют ускоренного создания, испытания и широкого применения технологий воздействия на пласты, обеспечивающих дополнительное увеличение нефтеотдачи и возможность эффективного освоения трудно извлекаемых запасов нефти. Для этого необходимо интегрированное использование достижений многих наук, в том числе физики, химии, термодинамики, микромеханики движения флюидов в пористых средах с учетом микро- и макро- неоднородности пластов, поверхностных свойств коллектора, свойств пластовых жидкостей, динамики их взаимодействия с закачиваемыми агентами.

Важное направление в совершенствовании технологий нефтеизвлечения связано с увеличением объема выработки пласта добывающими скважинами. Это направление реализуется путем использования горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, гидроразрыва пласта (ГРП), а также специального оборудования для добычи нефти. Применение ГС и МЗС может увеличить нефтеотдачу на 3-5% по сравнению с заводнением с использованием вертикальных скважин, дебиты скважин - в более 2-10 раз, сократить число необходимых скважин на месторождении. Наиболее эффективны ГС в низко проницаемых высоко неоднородных пластах, в подгазовых и водонефтяных зонах, пластах небольшой толщины, в сильнотрещиноватых коллекторах. Однако, к сожалению, ГС и МЗС еще не нашли широкого применения на месторождениях страны.

К настоящему времени в России пробурено 200 ГС (для сравнения, в мире ежегодно бурится около 1000 ГС), почти половина из них не обеспечивает проектную потенциальную эффективность работы. Во многом это связано с техническими проблемами направленного бурения ГС и вскрытия пластов. Необходимы надежные технологии ремонта ГС, изоляции водопритоков в горизонтальных частях скважин, обработки в них заданных интервалов. Требуют совершенствования методики проектирования разработки месторождений с ГС и МЗС.

1. Общие сведения о месторождении

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в России. В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная - Вятская.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием разностей. Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 - 5.2 т/сут. нефти.

Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.

Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (Cvioo) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м.) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.

Нижняя продуктивная пачка, к которой относится пласт Cvio, является одной из основных.

Пласт Cvio на Арланском месторождении сильно неоднороден и представлен обычно 1-2, редко 3, а в эрозионных разрезах и большим количеством пропластков с толщиной каждого из них 1-4 м. Суммарная толщина песчано-алевролитовых пород колеблется от 0.4 до 30.6 м.

В целом по территории месторождения толщина пласта Cvio очень изменчива и закономерно уменьшается с северо-запада на юго-восток.

Пласт Cvio сложен преимущественно мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и крупно- и разнозернистыми песчаными алевролитами. Кварцевые зерна в коллекторах сцементированы слабо, тип цементации контактовый, неполно поровый, редко поровый и базальтовый. Состав цемента глинистый и углисто-глинистый. Малое содержание пелитовой фракции и растворимой части, хорошая сортировка обломочного материала обеспечивает высокие коллекторские свойства пород шестого пласта: пористость песчаников изменяется от 12 до 31%, проницаемость резко колеблется от 0.076 до 7.640 мкм., иногда достигает 10 и 12 мкм². Алевролиты характеризуются меньшими значениями коллекторских свойств: пористость изменяется от 6 до 26%, проницаемость составляет 0.010 - 3.650 мкм. Средняя продуктивная пачка пластов:

В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие. Пористость обычно не превышает 13-16%, лишь изредка отмечаются цифры 20-24%, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм², редко 0.830 - 4.260 мкм². Пласт Сц относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород. В разрезе отдельных скважин пласт Сц глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м. В распределении толщин пласта Сц в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток. Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции.

2. Конструкция скважин, глубина залегания продуктивных пластов, пластовое давление

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м. (скв. 7000). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.

Рисунок - Сводный геологический разрез месторождения:

3. Характеристика нефти месторождения

Нижний рифей.

Карпинская серия состоит из двух свит: прикамской и калтасинской. Прикамская свита подразделена на три подсвиты: норкинскую, ротковскую и минаевскую.

Норкинская подсвита представлена алевролитами, розовыми, серыми и аргиллитами темно-красно-бурыми с подчиненными прослоями песчаников, доломитов и мергелей.

Толщина подсвиты (вскрытая) 272 м.

Ротковская подсвита - песчаники светло-розовые, кирпично-красные, полевошпатово-кварцевого состава, реже кварцевые с прослоями алевролитов. Толщина отложений подсвиты - 462 м.

Минаевская подсвита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, алевролитов, аргиллитов, реже песчаников. Все породы пестро-окрашенные общей толщиной 277 м.

Толщина отложений прикамской свиты в скважине составляет более 1000 м. Калтасинская свита разделена на саузовскую, арланскую и ашитскую подсвиты.

В арланской подсвите выделено три горизонта: нижний, средний и верхний. Нижний горизонт представлен доломитами темно-серыми, тонкозернистыми, буровато-серыми алевролитами полевошпатово-кварцевого состава, толщиной 97 м.

Средний горизонт - переслаивание аркозовых светло-серых алевролитов полевошпатово-кварцевого состава, аргиллитов темно-серых и известняков серой и светло-серой окраски, плотных, глинистых. Толщина горизонта - 346 м.

Средний карбон. Башкирский ярус.

Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус.

Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковистых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые, светло-серые, кристаллические и органогенные, последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные.

Доломиты кристаллические, иногда пористо-кавернозные.

Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Верхний Карбон представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло- и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 150-200 м.

Пермская система.

Нижняя пермь.

Ассельский и сакмарский ярусы - известняки серые и буровато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 104-132 м.

Артинский ярус - залегает с размывом. Известняки и доломиты светло-серые, кристаллические с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 9-27.

Кунгурский ярус - сложен переслаиванием ангидритов, доломитов и иногда известняков. Толщина 100-200 м.

4. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения (стратиграфия, литология, нефтегазоводоносность, коллекторские свойства)

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в России. В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная - Вятская.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей. Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8-5.2 т/сут. нефти.

Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.

Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (Cvioo) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м.) относится к бобриковскому горизонту.

Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.

Нижняя продуктивная пачка, к которой относится пласт «Су», и является одной из основных.

Пласт Cvio на Арланском месторождении сильно неоднороден и представлен обычно 1-2, редко 3, а в эрозионных разрезах и большим количеством пропластков с толщиной каждого из них 1-4 м.

Суммарная толщина песчано-алевролитовых пород колеблется от 0.4 до 30.6 м.

В целом по территории месторождения толщина пласта Cvioo очень изменчива и закономерно уменьшается с северо-запада на юго-восток.

5. Динамика разработки месторождения и основные технологические показатели

Пласт Cvio сложен преимущественно мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и крупно- и разнозернистыми песчаными алевролитами. Кварцевые зерна в коллекторах сцементированы слабо, тип цементации контактовый, неполно-поровый, редко поровый и базальтовый. Состав цемента глинистый и углисто-глинистый. Малое содержание пелитовой фракции и растворимой части, хорошая сортировка обломочного материала обеспечивает высокие коллекторские свойства пород шестого пласта: пористость песчаников изменяется от 12 до 31%, проницаемость резко колеблется от 0.076 до 7.640 мкм², иногда достигает 10 и 12 мкм².

Алевролиты характеризуются меньшими значениями коллекторских свойств: пористость изменяется от 6 до 26%, проницаемость составляет 0.010 - 3.650 мкм².

К средней продуктивной пачке относятся пласты Cvio-, Cv, Qv, и Qvo-.

Пласт Cviooo развит на территории Арланского месторождения линзовидно. Толщина песчаников пласта меняется от 0 до 9.2 м., обычно составляет 0-2 м.

В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие.

Пористость обычно не превышает 13-16%, лишь изредка отмечаются цифры 20-24%, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм², редко 0.830-4.260 мкм².

Пласт Сп относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород. В разрезе отдельных скважин пласт Сц глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м.

В распределении толщин пласта Сц в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток.

Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые.

Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28%, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм².

Нефтеносность.

Нефтепроявления на Арланской площади наблюдаются в отложениях среднего и нижнего карбона. Промышленно-нефтеносны песчано-алевролитовые пласты терригенной толщи нижнего карбона, известняки и доломиты каширского и подольского горизонтов нижнего карбона. Признаки нефтеносности установлены в отложениях нижней Перми (кунгурский ярус) и известняках турнейского яруса.

Терригенная толщина нижнего карбона.

Здесь сосредоточены основные запасы нефти. Продуктивный пласт условно выделен в три пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю.

Верхняя пачка представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Песчано-алевролитовые прослои отделяются друг от друга прослоями аргиллитов. Толщина пачки 15-21 м., пористость песчаников от 15.8% до 25.7%, проницаемость до 2.174 мкм².

Средняя пачка представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Коллекторами являются песчаники. Коллекторские свойства изменяются в широких пределах: пористость от 14% до 29.9%, проницаемость до 5.680 мкм².

Нижняя пачка сложена песчаниками с прослоями алевролитов, аргиллитов, углисто-глинистых сланцев. Нижняя пачка нефтеносна только в более высоких частях структуры. Плотность нефти угленосной толщи составляет 989 кг/м³. Нефти являются тяжелыми, смолистыми, сернистыми, с высоким содержанием азота в газе.

Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки пресной и сточной воды в разрезающие и очаговые скважины. Пластовые давления колеблются от 12 до 16 МПа.

Турнейский ярус.

Коллекторами являются пористые, пористо-кавернозные разности известняков. Продуктивными являются кровельная часть отложений в повышенных частях структуры. При опробовании отдельных скважин получены притоки безводной нефти дебитом до 1.8 т/сут. Плотность нефти при 20С равна 890 кг/м³.

Водоносность.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту Сц, так и по пласту Cvio, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок.

Воды пласта Cvio отнесены к трем группам: законтурные, подошвенные и воды замкнутых участков внутри залежи.

Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.

Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) Cvio Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов. Химический состав пластовых вод Арланского месторождения (по Н.П. Егоровой, 1984 г.) представлен в таблице.

6. Организационная структура НГДУ «Арланнефть»

В состав НГДУ «Арланнефть» на 01.01.2002 года входят следующие структурные подразделения:

1) Цех по добыче нефти и газа №1 - расположен у деревни Ташкиново Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 7 км. от города Нефтекамска.

2) Цех по добыче нефти и газа №2 - расположен у деревни Ашит Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 24 км. от города Нефтекамска.

3) Цех по добыче нефти и газа №3 - расположен у деревни Ивановка Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 24 км. от города Нефтекамска.

4) Цех по добыче нефти и газа №4 - расположен у деревни Шушнур Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 28 км. от города Нефтекамска.

5) Цех по добыче нефти и газа №6 - расположен на базе цеха добычи нефти и газа №1 у деревни Ташкиново.

6) Цех по добыче нефти и газа №5 - расположен у деревни Шушнур Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 28 км. от города Нефтекамска.

7) Цех поддержания пластового давления (ППД) размещен у деревни Арлан, в 18 км. от города Нефтекамска.

8) Цех подготовки и перекачки нефти (ГШН), база расположена у деревни Шушнур.

9) Цех подземного ремонта скважин (ПРС) размещен у деревни Арлан, в 18 км. от города Нефтекамска.

10) Цех капитального ремонта скважин (КРС) размещен у деревни Арлан.

11) Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), расположен у деревни Ташкиново.

12) Прокатно-ремонтный цех энергооборудования и энергосбережения (ПРЦЭиЭ) расположен в районе деревни Арлан.

13) Цех автоматизации производства (ЦАП) расположен у деревни Ташкиново.

14) Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦДИПР) расположен в г. Нефтекамске.

15) Учебно-курсовой комбинат расположен в р. Нефтекамске.

16) Цех пароводоснабжения (ПВС) расположен у деревни Ташкиново.

17) Цех по антикоррозионным покрытиям и капитальному ремонту трубопроводов и сооружений (ЦАП и КРТС), база цеха расположена у деревни Арлан.

18) Строительно-монтажный цех расположен в р. п. Николо-Березовка.

19) Завод керамического кирпича (ЗКК) расположен у деревни Арлан.

20) Цех дорожных ремонтно-строительных работ (ДРСР) расположен в городе Нефтекамске.

21) Участок социально-бытового обслуживания (УСБО) расположен в городе Нефтекамске.

22) Транспортный цех (ТЦ) расположен в городе Нефтекамске.

23) Дом техники расположен в городе Нефтекамске.

24) Лечебно - оздоровительный комплекс (ЛОК) в состав которого входит спортивный комплекс, расположенный в г. Нефтекамске и санаторий - профилакторий «Сосновый бор», расположенный у п. Николо-Березовка.

7. Организационная структура цеха по добыче нефти и газа филиала ОАО «АНК«Башнефть» Башнефть-Янаул»

1) Общие положения.

1.1) Цех по добычи нефти (ЦДНГ) и газа является структурным производственно-хозяйственным подразделением филиала ОАО «АНК»Башнефть» «Башнефть-Янаул». Создается и ликвидируется по приказу директора филиала ОАО «АНК»Башнефть» «Башнефть-Янаул» (далее филиал).

1.2) ЦЦНГ осуществляет разработку нефтяных месторождении, залежей в соответствии с технологическим проектом разработки (соблюдение утвержденных норм отбора нефти и жидкости из эксплуатируемых объектов) и выполнение плановых заданий по добыче нефти при соблюдении утвержденных технологических режимов работы скважин.

1.3) ЦЦНГ относится к основному производству и подчиняется главному инженеру филиала, оперативное руководство им осуществляется через ЦДС.

1.4) ЦДНГ возглавляет начальник цеха, который назначается и освобождается от должности приказом директора филиала по представлению главного инженера.

1.5) Цех организует производственную деятельность в соответствии с утвержденными производственными заданиями и планами, а правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, положением о производственном контроле за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул».

1.6) Для осуществления своей деятельности цех наделяется основными фондами, обеспечивается согласно нормативам материально-техническими средствами, транспортом и надежной связью с объектами основного и вспомогательного производства, аппаратом управления филиала.

1.7) При возникновении аварийных ситуаций, требующих оперативного выполнения работ на скважинах, распоряжения ЦДС являются обязательными для подразделений цеха.

2) Структура.

2.1) Структуру и штаты цеха утверждает директор в соответствии со структурой филиала, с учетом объема и особенностей работы цеха.

2.2) Распределение обязанностей между работниками цеха производится начальником цеха на основании утвержденного штатного расписания, количественно-квалификационного состава рабочих, должностных и рабочих инструкций.

3) Задачи.

3.1) ЦДНГ обеспечивает разработку нефтяных месторождении, залежей в соответствии с технологическим проектом разработки.

3.2) Разрабатывает оперативные месячные, годовые планы и организационно-технические мероприятия по повышению эффективности производства, сокращению затрат.

8. Квалификационные обязанности по рабочей профессии в цехе

Оператором по добыче нефти и газа 3 разряда принимается лицо достигшее 18 лет, имеющее высшее образование, сред. специальное образование или среднее техническое образование, а также получившие соответствующее удостоверение в УКК, прошедшее медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, проверку знаний и получившее удостоверение по технике безопасности.

Принимаются на работу приказом директора ООО НГДУ «Арланнефть» по согласованию с начальником цеха.

Оператор по добыче нефти и газа 3 разряда непосредственно подчиняется мастеру по добыче нефти и газа, оперативно диспетчеру пульта управления. Обслуживает объекты закрепленные за данным участком.

Оператор по добыче нефти и газа 3 разряда осуществляет свою деятельность в соответствии с планом работ по цеху, заданием мастера (или др. непосредственного руководителя), правилами и инструкцией по безопасности и охране труда, правилами внутреннего распорядка, настоящей инструкцией, Инструкциями и другие документами по профилю своей деятельности.

Главная задача и обязанности.

Главной задачей оператора по добыче нефти и газа 3 разряда является обеспечение бесперебойной работы оборудования в заданном режиме. В соответствии главной задачи оператор по добыче нефти и газа 3 разряда выполняет следующие обязанности: ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и др.

Объектов связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов, простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими или автоматическими скребками. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и др. Нефтепромыслового оборудования.

Для выполнения своих обязанностей оператор по добыче нефти и газа 3 разряда должен знать:

- основные понятия о нефтяном и газовом месторождений;

- назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов;

- технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа;

- схему сбора и транспортировки нефти, газа и конденсата на обслуживаемом участке;

- устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.

Ответственность.

Оператор по добыче нефти и газа 3 разряда несет ответственность за:

- соблюдение трудовой;

- соблюдение производственной дисциплины;

- своевременное выполнение распоряжений и указаний руководства цеха, ЦДС и НГДУ.

Состояние техники безопасности, производственной санитарии на своем рабочем месте.

Выполнение обязанностей определенных настоящей инструкцией. Своевременную информацию по хищению.

Содержание внутри промысловых дорог в надлежащем виде.

9. Техника и технология ведения работ, технологическая и экономическая эффективность мероприятия

Рассмотрим технологическую эффективность капитального ремонта на скважине №684. Скважина №684 в эксплуатации с 31.07.1964 года с начальным дебитом 22,4 т/сут. Вода появилась в 06.69 году в количестве 10%, с тех пор обводненность росла и к 2004 году стала достигать 99%.

Целью ремонта стала изоляция водопритока гидрофобизатором «СМН».

После капитального ремонта основные показатели работы скважины существенно улучшились: обводненность уменьшилась и стала достигать 95,7%, значительно снизился дебит жидкости добываемой из скважины жидкости.

Добыча нефти поднялась до 3 т/сут.

Эффективность капитального ремонта подтверждается улучшением основных показателей работы скважины №684.

10. Новые технологии, применяемые в цехе, схемы

Внедрение новых технологий повышения нефтеотдачи с использованием закачки жидких реагентов (СО2, ШФЛУ, воды, конденсатов и др.) в нефтяные пласты месторождений выдвигает ряд параметрических и эксплуатационных требований, обеспечивающих надежное функционирование всей системы в комплексе. В зависимости от параметров сети нагнетания жидкости, числа и глубины скважин, забойного и устьевого давлений, объема закачиваемого продукта, цикличности смены реагентов и продолжительности их закачки требуется разработка специализированного насосного и компрессорного оборудования.

Компрессорное оборудование при относительно несложной доработке под параметры газовых методов выпускается отечественной промышленностью, отсутствие же специализированного насосного оборудования сдерживает развитие таких методов, как воздействие на пласт диоксидом углерода и жидкими углеводородными растворителями.

Так, из-за низкой плотности жидких углеводородов (ШФЛУ) напора, создаваемого существующими насосами, недостаточно, а сложные схемы параллельно-последовательного соединения насосов типа УЭЦН для получения заданных параметров снижают работоспособность всей системы и эффективность технологии в целом.

Опытно-промышленная эксплуатация технологии повышения нефтеотдачи путем закачки диоксида углерода, несмотря на ее эффективность, не нашла широкого применения также из-за отсутствия надежного высоконапорного оборудования.

Институтом впервые начаты разработки насосно-силового оборудования с учетом физико-химических параметров рабочих агентов (плотность, вязкость, фазовое состояние, коррозионная активность).

Для создания высоких давлений (Р>16 МПа) были разработаны высоконапорные насосные агрегаты на базе частотно-регулируемых электродвигателей с трех сторонними преобразователями частоты, в результате чего получена малогабаритная машина с возможностью регулирования параметров в широком диапазоне по производительности и давлению.

В разработке предусматривается максимальная автоматизация управления и регулирования технологического процесса по соответствующим алгоритмам, что дает возможность эксплуатировать станцию без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Требования техники безопасности в части исключения утечек реагента или его паров из насоса обеспечиваются двойными торцовыми уплотнениями с комплексной маслосистемой, осуществляющей запирание рабочей жидкости и смазку подшипников насоса и электродвигателя. Благодаря возможности регулировать параметры насоса изменением скорости вращения он может быть использован для закачки реагентов с различными физико-химическими свойствами (СОГ, жидкого азота, ШФЛУ, воды в системах поддержания пластового давления), а также при эксплуатации нагнетательных скважин различной глубины и приемистости, для осуществления плавного пуска, остановки агрегата, переходов на новые режимы.

Подобные станции могут найти применение при эксплуатации нефтяных месторождений Башкортостана при внедрении технологий водогазового воздействия с использованием жидких - углеводородных растворителей. Перспективы разработки нового специализированного насосного оборудования тем более очевидны, чем большее число нефтедобывающих управлений (объединений) признает уже в настоящее время необходимость внедрения вторичных методов повышения нефтеотдачи, в том числе и при эксплуатации традиционных систем поддержания пластового давления.

11. АСУ - автоматизированная система управления производством

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих, добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений. Главными отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия является:

1) большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров, расстояния между скважинами составляют сотни метров;

2) непрерывность технологических процессов;

3) однотипность технологических процессов на большом числе объектов (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

4) связь всех технологических объектов через единый пласт, на который пробурены все добывающие и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода).

На основе анализа особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий были выработаны «Основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий».

Главные из них:

1) Унификация схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды;

2) Рациональное размещение технологического оборудования на территории нефтедобывающего предприятия;

3) Создание новых видов нефтепромыслового оборудования (высокопроизводительного, надёжного, органически включающего средства автоматики);

4) Определение рациональных объёмов автоматизации и телемеханизации для объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, попутного газа и воды;

5) Разработка и внедрение новой организационной структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.

12. Требования к качеству нефти

Уровень автоматизации скважин.

Предусматривают телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади.

Предусматривают дистанционный контроль по много проводным каналам связи: установок, сепарационных, подготовки нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти. Дистанционная передача показаний осуществляется: электромагнитным или магнитным преобразователем.

Электромагнитный датчик построен на принципе магнитоуправляемых нормально разомкнутых контактов, которые, замыкаясь, выдают электрический сигнал, когда постоянные магниты, закрепленные на диске 12, проходят мимо контакта электромагнитного датчика 9.

Магнитный преобразователь представляет собой генератор, имеющий постоянный магнит, сердечник и обмотку. Частотные сигналы в этом преобразователе возникают в результате прохождения ферромагнитных лопастей крыльчатки мимо сердечника.

Регулятор расхода РР-1 Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора и экрана на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию газовой линии.

Вследствие чего давление на сепараторе увеличивается и жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик, установленный выше заданного уровня жидкости в сепараторе при достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран на газовой линии, давление между сепаратором и коллектором выравнивается и продавка жидкости прекращается, аварийное отключение скважин происходит при повышении давления в сепараторах, их переполнении и отключении энергии.

Турбинные счетчики типа ТОР предназначены для измерения производительности (дебита) нефтяных скважин в автоматизированных групповых установках типа «Спутник счетчик».

Жидкость проходит через входной патрубок 1, обтекатель 2 и вращает крыльчатку 3. Вращение крыльчатки через понижающий редуктор 5 и магнитную муфту б, смонтированных на фланце 7, передается на механизм 8 местного отсчета. Жидкость, пройдя крыльчатку, отражается экраном 4 и выходит из корпуса через патрубок 11. Корректировка показаний прибора при поверке осуществляется корректором 10.

Турбинные счётчики ТОР выпускаются трех типоразмеров на диапазон измерения от 3 до 75 м/ч.

Рабочее давление 6,4 МПа.

Питание электромагнитного преобразователя осуществляется постоянным током 3,8 мА, напряжением 35 В.

Блок питания подключается к переменному току напряжением 220 В, частотой 50 Гц.

13. Способы борьбы с эмульсиями

Нефть является природным жидким токсичным продуктом. Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.

Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.

Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и ГН 2.2.5.698-98.

При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/м³), при хранении и лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам на пересчете на углерод - не более 300 мг/м3). Нефть, содержащую сероводород в массовой доли более 20 млн., относят к 3-му классу опасности.

Предельно допустимая концентрация сероводорода в CMSCZ Z углеводородами Сх-С5 в воздухе рабочей зоны - не более 3 мг/м.

Класс опасности нефти - по ГОСТ 12.1.007.

При работах с нефтью необходимо индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда з соответствии с ГОСТ 12.0.004.

Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОС-19433.

Категория взрывоопасное производство и группа взрывоопасных смесей паров нефтей с воздухом - ПА-ТЗ по ГОСТ Р1330.11. Температура самовоспламенения нефти: выше 250С.

Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью - по ГОСТ 12.1.004.

При загорании нефти применяют средства пожаротушения:

- распыленную воду, химическую и механическую пену;

- при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью - СЖБ, перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.

Существует несколько способов разрушения нефтяных эмульсий:

1) внутритрубная деэмульсация;

2) гравитационный отстой;

3) центрифугирование;

4) фильтрация;

5) термохимическое воздействие;

6) электродегидрирование;

7) сочетание перечисленных способов.

Разрушение нефтяных эмульсий, осуществляемое в промысловых условиях, преследует две цели:

1) отделение от нефти воды и вывод воды из системы транспорта в пределах месторождения;

2) обессоливание нефти, способствующее продлению жизни трубопроводов и оборудования за счет снижения коррозии.

Внутритрубная деэмульсация.

Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти.

Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (15-20 г. на 1 т. нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее.

Применение внутритрубной деэмульсации стало возможным при появлении эффективных деэмульгаторов, что увеличило производительность УПН и качество подготавливаемой нефти.

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от многих факторов, основными из которых являются: эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительность перемешивания эмульсии с ПАВ, количество воды, содержащейся в эмульсии, и температура смешения. Чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температура эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация.

Однако эффективность внутритрубной деэмульсации падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов, а также плотности и вязкости этой нефти.

Внутритрубная деэмульсация позволяет организовать предварительный сброс воды, который целесообразен при содержании воды в продукции скважин более 30%.

Гравитационный отстой и центрифугирование.

Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1010-1200 кг/м³) и нефти (790-950 кг/м³) в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. Гравитационный отстоит может применяться также без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию.

В нефти практически отсутствуют эмульгаторы и обводненность нефти достигает порядка 60%.

После внутритрубной деэмульсации расслоение эмульсии в резервуарах без подогрева происходит в течении 2-3 ч., содержание остаточной смеси в нефти при холодном отстое составляет более 1-2%. Эмульсия должна подаваться в резервуары равномерно по всей площади через распределительное устройство, которое находится под уровнем пластовой воды, что увеличивает поверхность эмульсии, контактирующей с водяной подушкой, и интенсифицирует процесс расслоения эмульсии.

Сущность центрифугирования заключается в следующем. Нефтяная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается направляющий аппарат, придающий ей определенное направление движения. Благодаря центробежной силе вода, как более тяжелая, сосредотачивается вокруг стенок аппарата и стекает вниз.

Обезвоженная нефть отводится из аппарата по центральной трубе.

14. Анализ эффективности добычи нефти, содержащей механические примеси

Рассмотрим эффективность добычи нефти, содержащей механические примеси на примере скважины №81 ЦЦНГ-5.Скважина №81 была пробурена 20 августа 1958 года. Бурение было окончено 14 сентября 1958 года. Забой скважины составляет 1432.1 м. Изначально использовалась как эксплуатационная скважина.

Пуск из бурения был произведен в 1965 году со среднесуточным дебитом 22.6 т/сут. с процентным содержанием воды 63%. Так она работала до 1971 года, затем была передана в ППД и использовалась как нагнетательная. Жидкость нагнетали во второй пласт, (жид. = 359 л/сут.). В ППД пробыла до 1979 года. Затем скважина №81 переведена под отбор - закачку, т. е., отбор жидкости производился из четвертого пласта с дебитом 19 т/сут, закачка проводилась во второй пласт с приемом 327 л/сут.

В 1987 году была передана в ЦЦНГ-4 как эксплуатационная. Вода нарастала, обводненность увеличивалась и к февралю 1988 года стала достигать 99% из-за чего была переведена под отбор и был произведен спуск ЭЦН-130. нефть центрифугирование эмульсия

Так она работала до декабря 1991 года, затем была переведена в пьезометрический фонд. В 2000 году скважина №81 введена в эксплуатацию и был спущен насос НВ1529. При ПРС в скважине обнаружили механические примеси (песок) 154 мг/л, вследствие чего было принято решение поставить газопесочный якорь на глубине 1065 м.

После чего скважина работает с дебитом 2.3 т/сут. по нефти и обводненность составляет 96%. После проведенного анализа работы скважины №81 было выявлено что после установки газопесочного якоря дебит скважины стал ежегодно расти:

- 05.2000 г. - 4,6 т/сут.;

- 09.2001 г. - 50,3 т/сут.;

- 02.2003 г. - 10 т/сут.;

- 06.2005 г. - 23 т/сут.

На основании приведенных данных можно сделать вывод о эффективности использования газопесочных якорей на скважинах содержащих механические примеси.

Литература

1. Афанасьев А.В., Горбунов АЛ., Шуетев И.Н. Заводнение нефтяных место рождений при высоких давлениях нагнетания. - М.: Недра, 1975. - 214 с.

2. Дмитриев Л.П., Ильяев В.И., Огай Е.К. Опыт контроля регулирования разработки многопластового местрождения Узень при внутриконтурном заводнении // Нефтепромысловое дело. - 1975. - Вып. 4. - С. 6-7.

3. Тазетдинов Р.К., Тимашев ЭЖ Определение оптимального давления нагнетания воды в нефтяные пласты по промысловым данным // Нефтепромысловое дело. - 1979. - Вып. 5. - С. 23-26.

4. Оптимизация режимов работы скважин / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинский и др. - М.: Недра, 1981. - 221 с.

5. Лозин Е.В. О рациональных условиях энергетического состояния объектов разработки в поздней стадии / Геология нефти и газа. - 1972. - №8. - С. 39-44.

6. Исследования и ликвидация перетоков воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев, Р.К. Шарафутдинов // Нефтепромысловое дело. - 1976. - Вып. 7. - С. 44-47.

7. Патент РФ №2072031. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с коллекторами различного типа строения.

8. Айткулов А.У. Определение оптимального давления нагнетания воды // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1984. - №5. - С. 9-11.

9. Патент РФ №2096597. Способ разработки нефтяной залежи.

10. Журнал нефтяное хозяйство 07/2001 г.

Размещено на Allbest.ru

...