Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Туймазинское нефтяное месторождение -- в Российской Федерации, Башкортостан, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937 году. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона на глубине 1-1,7 км. Средняя плотность нефти 0,89 г/смі, содержание серы 2,7-3,0 %. В 1944 году введена в эксплуатацию новая нефтяная скважина № 100, глубиной 1700 м и дебитом свыше 250 тонн. Она обеспечила дебит, превышающий дебит нефти всех существующих 57 скважин. Первые шесть девонских скважин давали ежесуточно 1100 тонн нефти. С открытием девона Туймазинское месторождение вошло в пятёрку уникальных, самых крупных по запасам нефти месторождений мира. При дальнейшем оконтуривании месторождения его размеры составили 40 на 20 километров.

В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении вообще впервые в мировой практике осуществлялась разработка с поддержанием пластового давления сочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов. Благодаря этому основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.

В 1956 году впервые в стране на Туймазинском месторождении было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях. Тогда же была подготовлена первая нефть экспортной кондиции.

В апреле 1983 года был добыта 300-миллионная тонна нефти на Туймазинском месторождении. А в 1989 году на предприятии была создана служба охраны окружающей среды.

С начала 1990-х годов в связи со снижением объёмов добываемой жидкости начата комплексная реконструкция системы сбора, системы ППД и системы подготовки нефти, которая продолжается по сей день. В 2001 году впервые в АНК «Башнефть» на территории была введена в эксплуатацию опытно-промышленная установка по переработке нефтешлама. За год работы переработано 5582 тонны нефтешлама, получено 1872 тонны нефтяного сырья.

По состоянию на 2004 год в НГДУ «Туймазанефть» работают четыре цеха добычи нефти и газа, эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 1494 единицы, плановая добыча нефти составляет 900 тысяч тонн в год.



1. Производственная и организационная структура НГДУ

НГДУ «Ишимбайнефть» находится г. Ишимбае. Выпускаемая продукция, по основной деятельности предприятия, представляет собой товарную нефть.

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

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

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

Первый заместитель начальника главный инженер, он осуществляет производственно техническое руководство коллективом, наравне с директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия. В ведении главного инженера находятся:

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

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



Организационная структура НГДУ «Ишимбайнефть»

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

4) Отдел промышленной безопасности и охраны труда (ОПБ и TБ) главная задача, которого является организация работ по созданию безопасных условий труда. Геологический отдел подчиняется главному геологу. Отдел занимается детальным изучением месторождения, осуществляет учет движения запасов нефти и газа, доразведку отдельных площадей, внедрение технологических схем и проектов разработки, изыскание путей интенсификации разработки.

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

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

Заместителем начальника по экономическим вопросам выступает главный экономист, координирующий и контролирующий деятельность всех экономических служб и отделов. Отдел автоматизированной системы управления (ОАСУ), предназначен для автоматизированного управления. Он взаимодействует с системами управления предприятия, обслуживаемые кустовыми вычислительными, и информационно вычислительными центрами (КВЦ и КИВЦ).

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

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

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

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

Цех поддержания пластового давления (ППД) закачка воды в продуктивные пласты. Цех подземного и капитального ремонта скважин (участок ПРС) проведение текущего ремонта скважин, выполнение геолога технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

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

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

Цех автоматизации производства и пароснаджения (ЦАПП) - снабжает технической водой и тепловой энергией (паром) подразделений НГДУ и сторонних потребителей. Строительно- монтажный цех (СМЦ) - обустройство разведочных, эксплуатационных и вводимых из консервации и бездействия скважин, капитальный ремонт объектов нефтедобычи и объектов соцкультбыта, обслуживание и планово- предупредительный ремонт контрольно-измерительных приборов, средств автоматики и телемеханизации на объектах НГДУ.

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

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

Цех гибких полимерно-металлических труб (ЦГПМТ) - производство гибких полимерно-металлических труб для систем сбора нефти и поддержания пластового давления, для транспортировки высоко обводненной нефти и высоко-агрессивных сточных вод, выпуск moваров народного потребления. Рассмотренная структура НГДУ «Ишимбайнефть» позволяет предприятию решать все задачи, поставленные перед ним, эффективно использовать материальные и трудовые ресурсы, следовательно, целесообразно распоряжаться своими производственными возможностями.

1.1 Характеристика месторождения

Общие сведения о районе работ. Туймазинское нефтяное месторождение открыто в 1937 г. по результатам геологической съёмки 1933-1935 гг. Месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района. С обнаружением нефти в этом районе, он превратился в один из крупнейших промышленных районов республики. Со временем на территории месторождения поя-вился г. Октябрьский. Также наиболее основными населенными пунктами являются: г. Туймазы, р.п. Серафимовка.



1.2 Стратиграфия и тектоника месторождения

Туймазинское месторождение относится к месторождениям платформенно-го типа. Месторождения такого типа отличаются обширными размерами и, как правило, приурочены к пологим, обычно брахиантиклинальным структурам с небольшими углами падения крыльев. Туймазинское месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, осложняющей восточный склон южного купола Татарского свода. Складка имеет пологое северо-западное крыло (угол падения до 30) и более крутое юго-восточное - 3-4. Общий структурный план сохраняется по всем стратиграфическим комплексам разреза, хотя и с некоторым затуханием амплитуды вверх по разрезу. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40х20 км. Выделяются два относительно приподнятых свода - Туймазинский и Александровский (рисунок).

Вскрытый на месторождении разрез отложений является типичным для территории Башкортостана. Осадочная толща в пределах месторождения представлена отложениями докембрийского и палеозойского возраста. Первые из них - терригенные отложения венда - развиты неповсеместно и представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками толщиной 0-137 м. Они встречаются обычно в пониженных участках структуры фундамента. Палеозойский комплекс отложений охватывает время от эйфельского яруса среднего девона до казанского яруса верхней Перми.

Структурная карта по кровле пашийского горизонта девона: 1- скважины; 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - изогипсы

Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения верхнего и среднего девона - горизонты ДI, ДII, ДIII, ДIV, и бобриковский горизонт нижнего карбона, а также известняки фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона.

Основные начальные запасы нефти месторождения - 78% балансовых и 88% извлекаемых - содержатся в девонской терригенной толще. Она залегает в основании осадочного чехла либо на кристаллическом фундаменте, либо на вендских отложениях. Общая толщина этой основной продуктивной толщи достигает 156 м, в ней выделяются пять пачек песчаников - ДI, ДII, ДIII, ДIV, и ДV.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Пласт песчаников Дv повсеместно водоносен. В горизонтах Д и Д выявлены незначительные по размерам и запасам залежи нефти. Основными объектами разработки на месторождении являются горизонты ДI и ДII. Оба горизонта характеризуется сложным строением. Они представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргилитов, при этом литологический состав пород изменчив как по площади, так и по разрезу (рисунок).

Геологический профиль вкрест простирания структуры: 1, 2 - песчаник нефте, водонасыщенный; I, II - отложения пашийскго, мул-линского горизонтов.



В продуктивном горизонте Д выделяется 5 пластов, индексируемых по аналогии с другими месторождениями Урало-Поволжья как ДI-А, ДI-б, ДI-В, ДI-Г, и ДI-Д. В разрезах многих скважин эти пласты сливаются друг с другом в самых разных сочетаниях, иногда они полностью замещаются алевролитами или аргиллитами. В целом можно отметить увеличение общей толщины горизонта Д на юго-восточном крыле структуры.

В горизонте ДII выделяются два пласта, разделенные аргиллитами небольшой толщины: нижний, основной, толщиной до 20-24 м и верхний. Зачастую оба пласта сливаются в один.

Горизонты ДI и ДII гидродинамически связаны между собой и имеют единый контур нефтеносности. Залежь этих горизонтов пластовая сводовая, крупная по размерам. Площадь нефтеносности горизонта Д объединяет Туймазинскую и Александровскую структуры, размеры ее составляют 30х(5-7) км, кон-фигурация контуров сложная, имеются обширные водонефтяные зоны, особенно на северо-западном крыле структуры, где ширина такой зоны достигает 5 км. Горизонт ДII нефтенасыщен только в пределах Туймазинского поднятия, площадь нефтеносности его намного меньше, в водонефтяной зоне содержится более половины запасов нефти горизонта. Дебиты нефти девонских скважин достигали 500 т/сут. и более, хотя в среднем по всему фонду составляли в без-водный период 55-60 т/сут.

Третьим по значению объектом разработки является бобриковский горизонт, содержащий 15% балансовых и 10% извлекаемых запасов нефти месторождения. Сложен горизонт аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Песчаных пластов выделяется три - VI-1, VI-2 и VI-3. Развиты они пятнами, выклиниваются и замещаются на небольших расстояниях. Толщина их достигает 20 м и более. На отдельных участках они сливаются между собой. Пористость песчаников бобриковского горизонта сильно зависят от содержания глинистого материала и составляет в среднем около 22%, хотя разброс крайних значений очень велик (от 12 до 25%).

Проницаемость песчаников в среднем по толще 0,676 мкм. При пористости менее 13% песчаники не являются коллекторами. Нефтенасыщенность песчаников в среднем 0,84. Залежи в пластах бобриковского горизонта имеют размеры от одного до нескольких тысяч гектаров. По типу залежи структурно-литологические или литологические. Основные запасы нефти бобриковского горизонта содержатся в залежах пласта VI-1 в центральной части Туймазинской структуры, в пластах VI-2 и VI-3 на Александровской площади. Дебиты нефти скважин, работающих с бобриковского горизонта, достигали 150 т/с при среднем 15-- 20 т/сут.

В турнейском ярусе коллекторами служат пористые известняки толщиной до 12 м. Залежи турнейского яруса сводовые, пластовые. Основная залежь охватывает практически всю туймазинскую структуру. Кроме того, имеются около двух десятков залежей небольшого размера. В карбонатах турнейского яруса содержится 6% балансовых и 10% извлекаемых запасов нефти месторождения

Дебиты скважин низкие - до 5т/сут.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Таким образом, нефти указанных залежей можно охарактеризовать, как легкие, маловязкие, но сернистые и смолистые. По сравнению с другими девонскими нефтяными месторождениями Башкортостана содержание серы и смол в нефтях Туймазинского месторождения более низкое.

Пластовые воды продуктивных горизонтов представляют собой метаморфизованные рассолы хлоркальциевого типа. Общая минерализация в нижнем карбоне достигает 253 г/л, в девоне - до 285 г/л. Соли в растворе представлены практически только хлоридами, с преобладанием хлорида натрия.



2. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин:

- фонтанный;

- газлифтный;

- механизированный (ШСНУ, БШСНУ)

Если побъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт собственной энергии такой способ называется фонтанным. Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как.

-простота оборудования скважины;

-отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах,

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-возможность дистанционного управления скважиной;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

Кривые распределения давления в фонтанном подъемнике при различных режимах работы

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Одщая схема одорудования фонтанной скважины приведена на рисунке. Основными элементами схемы являются колонная головка 5, фонтанная арматура с лудрикатором 7 для проведения различных операций в радотающей скважине, насосно-компрессорные труды 17. Возможна установка покера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей радоты фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля. Ухудшение условий работы подъемника (уменьшение эффективного газового фактора, снижение р₀ увеличение п_в и т. п.) приводит к снижению его производительности до полного прекращения излива

В связи с этим предложены и другие методы оптимизации работы фонтанных скважин (3, 7, 8 и др.). В частности, для решения этой задачи рекомендовано использовать кривые распределения давления р (Г) и температуры Т ([) по длине одного фонтанного подъемника при различных условиях его работы, для построения кривых распределения давления р(Г) и температуры Т(Г) необходимо задавать дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление, что позволяет согласовать совместную работу пласта и подъемника Важное значение приобретает при этом достоверность коэффициента продуктивности скважины. Если нет точной информации о продуктивности, то любой инженерный расчет становится невозможным и бессмысленным. Зто относится к любым расчетам по оптимизации работы скважин и оценке эффективности проводимых геолого-технических мероприятий при добыче нефти.

Решение задачи о выборе фонтанного подъемника сводится к построению графиков зависимости производительности подъемника (дебита скважины) Q и устьевого давления р₂ от забойного давления р₀. Эти графики строятся при заданных диаметре и длине подъемника по одной из методик, приведенных в работах.

Очевидно, одной из основных характеристик работы фонтанной скважины является давление на устье, являющееся начальным давлением при движении добываемой продукции по трубопроводам системы сбора.

Таким образом, зная значение этого давления, по графикам (рис. 10) на оси рдоходим точку р₂=р„. Затем, проведя горизонтальную линию щдо пересечения с графиком p(2) находим точку а, соответствующую потребному давлению на устье Проекция точки а на ось абсцисс определяет соответствующее этому режиму забойное давление рГ Пересечение вертикали с кривой 1 (точка Ь) дает критический дебит скважины Q, превышение которого приведет к уменьшению устьевого давления. Таким образом, область режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от вертикали, проходящей через точки а и Ъ, нереальная, а область режимов, лежащая вправо от той же вертикали, осуществима, так как при условиях р₀, Q, р₂ пластовая энергия превышает необходимую для подъема жидкости.

К определению условий фонтанирования скважины

При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии.

Если под давлением сжатого газа - это газлифтная эксплуатация является газлифтным способом.

Гозлифт - система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в неё труб; в которой подъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт сжатого газа. Компрессорный газлифт - с использованием сжатого газа получаемого, но компрессорных станциях.

Бескомпрессорный газлифт - с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи.

Газлифт имеет ряд преимуществ: возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания, эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола; эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений; возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения,- полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом,- возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом; простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами,- простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче. Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации. В зависимости от количества рядов труд, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов - однорядный подъемник кольцевой и центральной систем - двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем -полуторарядный лифт кольцевой

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей. Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и-долее легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лудрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают с кредок для механического удаления парафина с внутренних стенок труд. Кроме того, скважина одорудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование.

Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах. Это имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе. Сюда относится и камерная газлифтная установка.

Если подъём жидкости на поверхность осуществляется за счёт искусственной или за счёт искусственной и природной энергии такой способ называется механизированным.

Механизированный способ эксплуатации может осуществляться в двух вариантах.

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию централизованно, а распределение ее между добывающими скважинами происходит непосредственно в залежи.

Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления.

2 Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную добывающую скважину с помощью какого-либо механического, электрического или гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется различными способами-, компримированным газом (воздухом) или специальными глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором - с глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добывающих скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с применением специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не являющегося источником энергии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным) газлифтом;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.



3. Исследование скважин

Геофизические методы исследования скважин (каротаж) - эти методы геологической и технической документации проходки скважин, основанные на изучении в них различных геофизических полей Наидолее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации Исследование скважин геофизическими методами проводится в четырех направлениях: изучение геологических разрезов скважин изучение технического состояния скважин; контроль разработки месторождений нефти и газа; проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах геофизической службой Изучение геологических разрезов скважин - самое важное направление. В нем используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические и другие методы. Применение их основано на изучении физических естественных и искусственных полей разной природой. Интенсивность этих излучений зависит от физических свойств горной породы. В этом направлении решаются следующие задачи:

-Литологическое расчленение пород,

-Выделение пород-коллекторов,

-Определение пород-коллекторов,

-Изучение технического состояния скважины.

Классификация методов исследования по виду и по назначению:

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и од их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т.е. прослеживание за изменением какой-лидо величины вдоль ствола скважины, с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой.

Электрокаротаж

Одним из важнейших методов является злектрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением, так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород.

Методы электрического каротажа, основанные, но дифференциации горных пород по УЭС называют методами сопротивления Их реализуют с помощью измерительных установок - зондов.

ГИС неглубоких скважин (до 200 м) можно проводить с помощью полуавтоматических регистраторов. В них измеряемый милливольтметром сигнал компенсируется эталонной разностью потенциалов, пропорциональной отклонению карандаша от нулевой линии. Запись сигнала ведется на диаграммной бумаге - гидродинамические (на установившихся и неустановившихся режимах, оформление результатов.

Исследования на установившихся режимах

Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин. Исследование методом отборов (ИД). Исследование методом закачек (ИД). Исследование методом отборов (ИД). Исследования на неустановившихся режимах.

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностец границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин. КВД (KBУ) КПД

КВД (KBУ) - исследование работы штанговых насосов (виды динамо грамм и их расшифровка) Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммоц а ее снятие -динамометрированием ШСНУ.



4. Подземный ремонт скважин

Виды ремонта (текущий, капитальный - с описанием работ проводимых при каждом виде ремонта).

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (TPС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии. Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности одсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции: транспортные - доставка оборудования на скважину подготовительные - подготовка к ремонту; спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования; операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий; заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке

СПО занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта). Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.

Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ проверяют состояние вышки (мачты), центровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при необходимости ремонтируют площадку у устья скважины и мостки. Поставляют к скважине необходимое оборудование - труды, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Выполняют оснастку и разоснастку талевой системы. При отсутствии вышки или мачты к скважине доставляют передвижной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центродежными электронасосами устанавливают кабеленаматыватель, закрепляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат. СПО являются трудоемкими и в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого, но ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.



5. Системы сбора продукции скважин

Системы сбора продукции скважин - виды систем сбора с приведением схем.

Под системой сбора нефти, газа и воды но нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН) Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются. Начальное давление в системе сбора, группирование скважин, взаимодействие с системами воздействие на залежь, совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки,- выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе; совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти. туймазинский месторождение геологический нефтяной

Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные: состав и физико-химические свойства продукции скважин состав и производительность существующих сооружений; план ввода новых нефтяных скважин и их дебит,- действующий фонд нефтяных скважин,- план добычи нефти, газа и воды по месторождению, .план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды,- расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки; нефти, размеры месторождений, сетка скважин,- характеристика рельефных условий местности,- сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.

Основные функции системы промыслового сбора измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении, с использованием ЛНС сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт при добыче высокообводненной нефти; отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно устьевой и путевой подогрев продукции нефтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах.



6. Методы искусственного воздействия на пласт

По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:

1)Гидродинамические

2) Тепловые

3) Газовые

Физико-химические. Методы интенсификации работы скважин - виды интенсификации и их назначение.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При выборе пласта для проведения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дедитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента). ГРП проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангибритовых толщах, крепких переслаидающихся песчано-глинистых или кардонатно-глинистых породах и т.д. В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить д любых екдажинах, если залежь работает в газовом режиме.

Неблагоприятные условия для ГРП.

Если наблюдается движение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП проводить нельзя.

До начала ГРП необходимо исследовать скважину. После её подготовки и обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого вначале одним агрегатом, а затем всеми закачивают жидкость до стабилизации давления в каждом случае. Общее количество жидкости должно быть по возможности минимальным.

Технология проведения ГРП.

При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва закупоривают образовавшиеся трещины либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Песок закачивают только при получении существенного повышения коэффициента приемистости не менее, чем 1,5 раза, свидетельствующего о раскрытии трещин. Вначале подают песок с небольшой концентрацией. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100-350 г/л жидкости). Если в качестве жидкости песконосителя используют маловязкую жидкость, та закачку и просадку песка в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точной регулировки концентрации песка один из агрегатов подаёт чистую жидкость. Этот агрегат предотвращает образование песчаной пробки на забое скважины.



7. Охрана недр и окружающей среды

Строительство и эксплуатация объектов нефтегазового комплекса оказывает сильное воздействие на почвенно-растительный покров и животный мир, поэтому проводятся измерение, оценка и прогноз изменений абиотической составляющей и ответной реакции биаты на эти изменения. Состояние почв определяется физико-химическими параметрами, характеризующими изменения ее параметров в пространстве и во времени биологические свойства почв характеризуются набором функциональных и структурных параметров. Важным показателем состояния почвенно-растительного покрова является его нарушенность экзогенными геологическими процессами, пораженность территории, активность и интенсивность развития.

Показателем загрязненности служит процентное содержание нефтяных углеводородов, хлорид и сульфат-ионов загрязненность почвы нефтяными углеводородами, и высокоминерализованными водами и другими загрязняющими веществами может быть установлена путем сравнения фактического количества загрязняющего вещества в почве с предельно-допустимыми нормами или фоновым их содержанием. Оценка почвенно-мелиоротивного состояния земель по загрязненности высоко минерализованными водами производится по данным анализа по плотному осадку, содержанию хлора и сульфатов.

Для оценки фауны используются показатели видового состава, встречаемости, распространения, продуктивности, промысловой значимости. Учитываются границы популяций или ареалов, наличие редких и краснокнижных видов, типы угодий или местообитаний, наличие кормовых, защитных, гнездовых и других стаций.

Большое значение для нефтегазовой отрасли придается социальным и эколого-экономическим допросам.

При оценке альтернативных проектных решений могут быть использованы следующие критерии, комплексное социально-экономическое разбитие региона на дозе отрасли повышение жизненного уровня населения, комфортности его прожигания, уровня культурно - дымового обслуживания, архитектурно-ландшафтных, рекреационных и санитарно-гигиенических условий, состояния здоровья охрана подземных и поверхностных вод; для поверхностных и подземных вод оценка их состояния включает - санитарно-гигиенические требования, пригодность для питьевого и технического водоснабжения, самоочищающаяся способность, ресурсы, напряженность водного баланса коэффициент нормативной нагрузки сточными водами на водоемы, куда предлагается сброс сточных вод. Качественное состояние водных объектов определяется путем сравнения концентрации нормируемых загрязняющих веществ в воде со значениями ПДК.

Для данной категории водоема интегральную качественную оценку ресурсов поверхностных вод по степени благоприятности к промышленному освоению следует проводить с учетом факторов водности, скорости течения, экспозиции склона, зализанности берегов, плотности населения, промышленного потенциала, наличия водного транспорта, фонового загрязнения, биохимической потребности в кислороде, концентрации водородных ионов. При оценке устойчивости геологической среды особое значение придается физико-механическим свойствам грунтов и гидрогеологическим условиям для карста. при оценке селевых процессов используются такие критерии, как частота схода и масштабность процессов.



Заключение

За период прохождения производственной практика я отточил теоритические навыки приобретённые в ГАОУ СПО Ишимбайский НК, ознакомился со способами добычи нефти методами увеличения нефтеотдачи пласта, системой поддержания пластового давления, а также показал себя добросовестным, грамотным и работоспособным в вопросах организации труда и управления производством по добыче нефти и газа.



Список использованной литературы

1. Б.В. Покрепин «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

2. Б.В. Покрепин «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

3. Курс лекций по сбору и подготовке нефти и газа

Размещено на Allbest.ru

...