Общая организационная структура предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Филиал ТИУ в г. Нижневартовске

Кафедра «Нефтегазовое дело»

ОТЧЕТ

по производственной технологической практике

Студента группы ЭДНб-21-1Сарвилова П.В. Руководитель практики от кафедры:

Старший преподавательБабюк Г.Ф.

Руководитель практики от предприятия:Долженкова В.А.

Нижневартовск, 2023



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 История предприятия

1.2 Общая организационная структура предприятия

1.3 Основные технико-экономические показатели работы предприятия

2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Общие сведения о месторождении

2.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

2.3 Вскрытие пласта и освоение скважин

2.4 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

2.5 Эксплуатация скважин, оборудованных ШСНУ

2.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин для увеличения их продуктивности

3 ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ № 6344

3.1 Характеристика оборудования скважины

3.2 Подземное оборудование скважины

3.3 Наземное оборудование скважины

3.4 Техника безопасности

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Цель прохождения практики - это приобретения социально- личностных компетенций, необходимых для работы в профессиональной сфере, освоение функциональных обязанностей должностных лиц по профилю будущей профессиональной деятельности.

Задачи: сбор материала и сведений по производственным объектам, приобретение практического опыта на промысле, овладение передовыми методами в области технологии строительства скважин, добычи и транспортировки углеводородов.

Производственная практика проходила с 19.06.2023 года по 15.07.2023 года на сервисном предприятии АО «Самотлорнефтегаз».

Самотлорнефтегаз в настоящее время на заключительной стадии разрабатывает Самотлорское месторождение. На нём отобрано более 2 млрд. тонн нефти или 67% начальных извлекаемых запасов. По оценкам специалистов из объёма оставшихся запасов (1,1 млрд. тонн) при сложившейся тенденции до конца разработки будет извлечено только 451 млн. тонн нефти. Вовлечение в разработку оставшихся 623 млн. тонн нефти связано с применением новых технологий.

В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов углеводородов, сосредоточенных в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, в процессе освоения и разработки которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Снижение фильтрационных параметров пород ПЗП вызывается уменьшением фазовой проницаемости для нефти при применении водных технологических жидкостей за счёт роста водонасыщенности и выпадения в осадок продуктов реакции растворов и породы.



1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 История предприятия

В 1976 году было создано производственное объединение

«Нижневартовскнефтегаз». До конца 80-х годов оно оставалось лидером в стране по объёмам добываемой нефти. В 1978 году треть советской нефти имела самотлорское происхождение. На 1980-й пришёлся пик добычи - 158,8 млн. тонн. В этом же году добыта миллиардная тонна, в 1986-м - двухмиллиардная. Сегодня около 20% российской нефти добывается в Нижневартовском районе.

Государственноепроизводственноеобъединение

«Нижневартовскнефтегаз» в ходе приватизации было реорганизовано в акционерное общество холдингового типа в 1994 году. В его состав вошли ряд нефтегазодобывающих и буровых управлений. После образования Тюменской нефтяной компании (ТНК) в 1995 году ГПУ

«Нижневартовскнефтегаз» вошёл в ее состав и стал основным добывающим подразделением нефти.

В марте 1999 г. из ОАО «ННГ» после реорганизации АО

«Нижневартовскнефтегаз», которая проводилась в целях оптимизации производственной деятельности предприятий, входящих в состав нефтяной компании, выделилось два предприятия - ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Нижневартовское нефтедобывающее предприятие», занимающиеся добычей и реализацией нефти. В настоящее время АО

«Самотлорнефтегаз» является дочерним обществом ПАО НК «Роснефть». Основными видами деятельности предприятия, владеющим 9 лицензионными участками, являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка,переработкаиреализацияуглеводородногосырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений.

1.2 Общая организационная структура предприятия

На предприятии АО «Самотлорнефтегаз» действует линейно- функциональная структура управления (Рисунок 1.1). линейно- функциональная - представляет собой комбинацию линейной структуры с системой выделения определённых функций. При линейных руководителях создаются специальные подразделения (штабы), которые помогают линейному менеджеру в выполнении отдельных функций управления.

Преимущества организационной модели АО «Самотлорнефтегаз» (Приложение 1):

- оперативное решение поставленных задач;

- соблюдение единых корпоративных политик;

- иерархичная координация действий в решении производственных задач и делегирование полномочий руководителям.

1.3 Основные технико-экономические показатели работы предприятия

АО «Самотлорнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», ведёт разработку Самотлорского месторождения, расположенного на территории Ханты-Мансийского автономного округа -- Югры.

За 50 лет эксплуатации накопленная добыча Самотлора превысила 2,7 млрд тонн нефти. Остаточные извлекаемые запасы месторождения составляют порядка 1 млрд тонн нефти и конденсата. Это сложноизвлекаемые запасы, добыча которых требует применения современных технологий.

На Самотлоре реализована модель интеллектуального месторождения с высоким уровнем автоматизации и возможностью моделирования процессов. АО «Самотлорнефтегаз» по итогам 2016 года пробурил 226 скважин, что на 40% больше, чем в 2015 году, а по итогам 2017 года - 282 скважины, что на 20% больше, чем в предыдущем (Рисунки 1.2 - 1.3).

Рисунок 1.2 - Количество законченных скважин с ГРП (2017 г.)

Рисунок 1.3 - Количество законченных скважин без ГРП (2017 г.)

В 2017 году предприятие увеличило количество постоянно действующих буровых установок до 38 единиц. Эффективное проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) является ключевым фактором при разработке запасов Самотлорского месторождения, на котором добыча ведётся более полувека. В 2016 году дополнительная добыча от ГТМ составила более 2 млн. тонн нефти. В 2017 году базовая добыча нефти достигла отметки свыше 5 миллионов тонн

Рисунок 1.4 - Базовая добыча нефти на конец 2017 г. - начало 2018 г.

Как видно из рисунка 1.4, в декабре 2016 г. на 2017 - 2021 гг. ожидалась меньшая сумма по добыче нефти, нежели в конце 2017 г. Благодаря применению новых технологий, плановые показатели возросли, по факту также виден прирост добычи нефти.

Рисунок 1.5 - Изменение основных технико-экономических показателей АО «Самотлорнефтегаз» за 1969 - 2017 гг.

Судя по изменению основных технико-экономических показателей предприятия (Рисунок 1.5), можно говорить об общем приросте действующего фонда добывающих скважин, увеличении фонда нагнетательных скважин вследствие перевода действующих скважин в нагнетательный фонд с целью поддержания пластового давления и сохранении дебита скважин. Процент обводненности нефти растёт со временем, но эту проблему решают многочисленные инновационные технологии, которые апробирует предприятие.

Изучив основные векторы развития компании «АО Самотлорнефтегаз», я готов выдвинуть следующие рекомендации:

1. Способствоватьвосстановлениюресурснойбазынефтегазовой промышленности;

2. Рационально использовать газовые и нефтяные запасы;

3. Обезопасить энергетический комплекс;

4. Уменьшить расходы и потери на всех стадиях производства;

5. Составить и модернизировать новые месторождения;

6. Следить за качеством переработки полезных ископаемых.



2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Общие сведения о месторождении

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 г. и было введено в разработку в 1969 г. Месторождение является одним из крупнейших не только в Западной Сибири, но и в России. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени, рядом с г. Нижневартовск. Месторождение приурочено к центральной части Нижневартовского свода. В его геологическом строении принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений и платформенного чехла.

В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». призабойная зона скважина оборудование

Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений

Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, - 1751 кв. м. На месторождении около 8300 добывающих и более 2700 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов - 1140 км, водоводов - 1223 км, других трубопроводов - 2833 км (рис. 2.1.1). Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 2077 км проложена по всему месторождению.

Рисунок 2.1 - Схема расположения трубопроводов и буровых площадок на Самотлорском месторождении

Самотлорскоеместорождениенамногиекилометрыокружают непроходимые болота.

Длясозданиянефтепромысланаозере-болотеотсыпали искусственные острова для буровых вышек.

Бурение 1-й эксплуатационной скважины было начато зимой 1968 г. Залежи на глубине 1,6-2,4 км.

Начальный дебит скважин 47-200 т/сут.

Плотность нефти 0,85 г/смі, содержание серы 0,68-0,86 %. В 1981 г была добыта 1 -млрд тонна нефти.

В 1980-х гг, на полке добыча нефти составляла около 150 млн т/год. В 1996 г было добыто лишь 16,74 млн т нефти.

Всего на месторождения было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти.

В 2009 г ТНК-ВР планировала добывать на Самотлоре 27,8 млн т/год нефти, предполагая инвестировать до 2015 г 4,6 млрд долл США.

Тогда на месторождение мощно работали нефтесервисные компании, в тч, Halliburton, Schlumberger и др.

В настоящее время оператором Самотлорского месторождения является Роснефть.

Добыча нефти составляет на месторождении составляет около 22 млн т/год.

Разработку месторождения ведут Самотлорнефтегаз (экс - Нижневартовскнефтегаз) и РН-Нижневартовск, дочки Роснефти.

Всего за время разработки Самотлорского месторождения построено 2 086 куста скважин. Подобный подход обусловил основную нынешнюю особенность месторождения - значительное количество бездействующих скважин. Однако за время работы ТНК-ВР бездействующий фонд за счет гелого-технических мероприятий сократился на 39% и сегодня составляет около 2 100 скважин.

В свою очередь, за счет применения новых технологий (бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, зарезки боковых стволов, гидроразрыва пласта) удалось увеличить действующий фонд скважин до почти 8 тыс. Также реализована программа по освоению Усть-Вахской площади, пробурено 283 скважины и введено в разработку более 50 млн тонн запасов нефти.

Нефтепровод НПС "Пурпе" - НПС "Самотлор" является участком магистрального нефтепровода "Заполярное - Пурпе - Самотлор", который должен соединить западное и восточное направления действующей трубопроводной системы ОАО «АК «Транснефть». Запущен в промышленную эксплуатацию в октябре 2011 г.



Рисунок 2.2 - Магистральный нефтепровод Пурпе - Самотлор

Общая протяженность введенного в строй участка трубопровода - 420 км.

Трасса нефтепровода проходит по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. Начальной точкой нефтепровода является головная нефтеперегонная станция (НПС) Пурпе, конечной ? НПС Самотлор. Таким образом, нефтепровод является "перемычкой" между западной и восточной составляющей российской трубопроводной системы.Благодаря этому нефтепроводу возможно по кратчайшему маршруту поставлять нефть с новых месторождений Западной Сибири в направлении трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (ВСТО).



2.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение - самое большое не только в Западной Сибири, но и во всей стране. Его общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 300 млн.т. Оно расположено севернее г. Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская.

Мартовская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. каждая из них - это самостоятельное подземное поднятие в рельефе мезозойских пород. но залежи нефти до краев наполняют ловушки и распространены шире, в том числе и в погружениях подземного рельефа между указанными площадями.

На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь.

В валанжинских породах на глубине 2000-2150м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая до 50-55% бензина и керосина, 0,6-0,7% серы. В нефтяных пластах температура равна 65-700С. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200т (в настоящий момент дебиты упали до 5-7т). В некоторых скважинах первоначальные дебиты доходили до 1200т\сутки. В каждой тонне нефти содержится до 100м3 газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность.

В аптских и барремских породах на глубине 1600-1700м залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосина и бензина равняется 45-50%, серы 0,8-0,9%. Температура нефти в пластах 60-650С. суточная производительность скважин достигала 60-100т (в настоящее время 3-10т). В каждой тонне растворено до 150м3 газа.

В самом верхнем аптском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения, значительно больше контуров

Самотлора. Было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной залежи уходит за границу Самотлорского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпайское, Мегионское и Ватинское месторождения.

2.3 Вскрытие пласта и освоение скважин

Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины является принципиально важным, так как в течение срока эксплуатации скважины забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:

- механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;

- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;

- максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рисунке 2:

- скважина с перфорированным забоем;

- скважина с забойным хвостовиком;

- скважина с забойным фильтром;

- скважина с открытым забоем.

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

1. Скважины с перфорированным забоем (рисунок 2.3а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:

§ надежная изоляция пройденных горных пород;

§ возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;

§ простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;

§ существенное упрощение технологии бурения, так как бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

Рисунок 2.3 - Типовые конструкции забоев скважин:

а -- с перфорированным забоем; б -- с забойным хвостовиком; в -- с забойным фильтром; г -- с открытым забоем; 1 -- обсадная колонна; 2

— цементное кольцо; 3 -- перфорационные отверстия; 4 -- перфорационные каналы; 5 -- перфорированный хвостовик; 6 -- забойный фильтр; 7 -- сальник (пакер); 8 -- открытый забой

Скважины с забойным хвостовиком (рисунок 2.3б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным.

Скважины с забойным фильтром (рисунок 2.3в) предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.

Скважины с открытым забоем (рисунок 2.3г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым.

2.4 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях.

На рисунке 2.4 приведена скважина, оборудованная для эксплуатации УЭЦН, на рисунке 2.5 - электроцентробежный насос.

Рисунок 2.4 -Установка электроцентробежного насоса

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель; 3 - протектор; 4 - нижняя секция насоса; 5 - верхняя секция насоса; 6 - кабель; 7 - муфта; 8 - металлический пояс; 9 - устьевая арматура; 10 - станция управления; 11 - автотрансформатор; D-диаметр эксплуатационной колонны

Электроцентробежный насос является основным узлом установки. В центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.

Поскольку ЭЦН - центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд конструктивных особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно: а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин; б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров; в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.

Рисунок 2.5 - Погружной центробежный насос

1 - секция верхняя с ловильной головкой; 2 - секция нижняя; 3 - муфта глянцевая; 4 - пята опорная; 5 - корпус подшипника; 6 - аппарат направляющий; 7 - колесо рабочее; 8 - корпус; 9 - вал; 10 - шпонка; 11 - подшипник скольжения; 12 - втулка защитная; 13 - основание; 14 - сетка фильтра; 15 - муфта приводная

Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали -- необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН.



2.5 Эксплуатация скважин, оборудованных ШСНУ

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200ё 3400 м.

Рисунок 2.6 - Схема установки штангового скважинного насоса ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 2.6).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 2.6) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

2.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин для увеличения их продуктивности

Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке; скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к

процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта.

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.



3 ИНДИВИДУАЛЬНОЕЗАДАНИЕ.ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ №6344

3.1 Характеристика оборудования скважины

Скважина № 6344 является горизонтальной скважиной. Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре составляет 300 мм. Больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью. Размер диаметра зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр с большей скоростью. Диаметры существуют от 75 до 400 мм. Длина скважины составляет 2600 м.

Начальный дебит нефти скважины - 20.4 тонн/сут.

На рисунке 3.1 представлена схема конструкции скважины.

Рисунок 3.1 - Схема конструкции скважины

Скважина состоит из трех основных частей: устья, ствола и забоя. Устье-это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных стволов, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

3.2 Подземное оборудование скважины

Для надежной эксплуатации скважин используется следующее основное подземное оборудование:

- пакер (разобщитель) - предназначен для герметичного разобщения эксплуатационной колонны и колонны насосно- компрессорных труб с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой агрессивной среды;

- колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) - предназначена для предохранения эксплуатационной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2 и т.д.), содержащихся в выносимом потоке газа, для контроля условий отбора газа на забое скважины.

- ниппель посадочный - предназначен для установки, фиксирования и герметизации в нем устьевого или забойного клапана- отсекателя и иного оборудования.

- циркуляционный клапан (ЦК) - предназначен для временного сообщения центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными реагентами и т.д.

- оправка ингибиторного клапана (ОИК)- предназначена для установки в ней ингибиторного клапана, газлифтного клапана (нефтяные скважины), глухой пробки.

- ингибиторный клапан (ИК) - предназначен для сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче КИГиК в колонну.

- устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, переводник и замок - предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья скважины. Оно может устанавливаться в различных местах НКТ;

- приставка “включено - выключено” (разъединитель колонны) - предназначена для герметичного и разъемного соединения лифтовой колонны с пакером.

- хвостовик - предназначен для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной мощности пласта, установки дублера (глухой пробки) для опрессовки НКТ.

3.3 Наземное оборудование скважины

К наземному оборудованию относятся:

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

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

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

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

3.4 Техника безопасности

1. Трудовое законодательство Российской Федерации требует от всех работающих строгого соблюдения законов о труде, правил, норм и инструкций по технике безопасности. Студент-практикант обязан выполнять действующие на производстве правила внутреннего распорядка, инструкции по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

2. Перед допуском к самостоятельной работе студент должен получить инструктаж вводный и на рабочем месте. Инструктирующий проверяет усвоение требовании инструкций. Результаты инструктажа записываются в журнал и подтверждаются подписями инструктируемого и инструктирующего.

3. После инструктажа студент проходит стажировку в течение установленного срока под руководством квалифицированного рабочего. Это необходимо для устранения ошибок и усвоения безопасных методов работы.

4. Все самостоятельные рабочие действия студент может выполнять при условии ответственного отношения к полученной работе, при постоянном самоконтроле, всесторонней оценке всех обстоятельств и возможных последствий. В аварийных, опасных условиях он не должен растеряться. Пуск и остановку машин, агрегатов, установок можно делать только по указанию или разрешению руководителей, в соответствии с требованиями инструкции.

5. Об опасностях, авариях, несчастных случаях необходимо немедленно известить ответственных лиц, принять необходимые меры защиты и оказать требующуюся помощь. Следует усвоить приёмы первой доврачебной помощи: асептическую перевязку ран, иммобилизацию перелома, искусственное дыхание методом "рот в рот", приведение в сознание, способы осторожной транспортировки пострадавших. Медицинскую помощь оказывает врач или фельдшер, которого надо немедленно вызвать к пострадавшему.

6. Механические травмы возможны при падении предметов и людей, ударах движущимися частями, струёй жидкости. Для их предупреждения необходимо исключить падения, опасные контакты, не снимать ограждения и не заходить за них.

7. Ожоги вызываются нагретыми элементам оборудования, паром, выхлопные и дымовыми газами, огнём. Чтобы их исключить, необходимо предупредить прикосновение к горячим поверхностям, не входить в опасные зоны. При отрицательных температурах и сильном ветре возможны обмораживания. От холода следует надёжно защищаться. Обмороженные конечности опускают в тёплую воду или оттирают шерстяной тканью, но не снегом.

8. Профессиональные отравления вызываются промышленными ядами, к которым относятся ароматические углеводороды, сероводород, ртуть, метиловый спирт, тетраэтилсвинец и многие другие. Чтобы исключить острые и хронические отравления, необходимо избегать контакта с токсическими веществами, быстро покидать опасные участки, использовать выданные индивидуальные средства защиты.

9. Добываемые нефти и попутные газы являются горючими и взрывоопасными веществами. Взрывы и пожары на нефтяных промыслах вызывают большие потери, гибель, травмирование людей. Поэтому строгое отношение к соблюдению противопожарного режима обязательны для всех. Не разрешается курить, разводить костёр, зажигать спички в опасных местах. За нарушение предусматривается строгая ответственность, вплоть до уголовной.

10. Электрические травмы (часто со смертельным исходом) вызываются прикосновением к токоведущим или случайно оказавшимся под напряжением частям. Обслуживание электроустановок доверяется только специально подготовленному электротехническому персоналу. Прочие работники могут выполнять только простейшие операции переключения. Они не имеют права вскрывать, регулировать, ремонтировать электрооборудование. Доступ к токоведущим частям возможен только при условии надёжного отключения их от источника напряжения.

11. При пользовании транспортными средствами следует строго соблюдать установленные правила безопасности. Управление ими довернётся только назначенным лицам, имеющим удостоверения. Нельзя перегружать автомашины сверх нормы. Запрещено стоять в кузове и на подножке, сидеть на бортах грузового автомобиля во время его движения. Все пользующиеся автомобилем обязаны выполнять распоряжения шофёра. При погрузочно-разгрузочных работах, установлены нормы переносимых грузов: для мужчин - 53 кг, для женщин -20 кг. При перемещении больших тяжестей несколькими рабочими требуется чёткая согласованность действий под руководством бригадира.

12. Студенты обязаны при работе пользоваться выданными средствами индивидуальной защиты, проверять исправность инструмента, не работать неисправным инструментом, известить об этом руководителей, использовать инструмент только по назначению, не рисковать и не применять запрещённые приёмы работы, не работать в опасных условиях, в неудобном положении.

13. Требуется соблюдать меры безопасности и в нерабочее время. Запрещены самовольные отлучки без разрешения руководителей. Нельзя купаться в неизвестных местах, без разрешения. Следует защищать голову от солнца, предупреждать солнечные ожоги. Нельзя пить воду из непроверенных источников, есть немытые овощи и фрукты, ходить по железным и шоссейным дорогам. Необходимо соблюдать закон об охране природы.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Во время прохождения производственной технологической практики было получено представление о стандартах работы в нефтегазовой отрасли. Были закреплены и углублены теоретических знания полученные в процессе обучения, приобретены практические навыки в области нефтедобычи. Была закреплена теория, расширены и углублены знания по общепрофессиональным дисциплинам специальности. Был ознакомлен с положениями, методическими материалами, нормативно-правовой документацией, организационной структурой и функциями предприятия. Были собраны необходимые материалы и информация для осуществления научно-исследовательской работы, выступлений на семинарах и конференциях, публикации в печати.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Анализ деятельности нефтяной компании АО "Самотлорнефтегаз"[Электронныйресурс].- https://knowledge.allbest.ru/manufacture/2c0a65635b2ac69a4c53a8942120 6c37_0.html

2. Батурин Ю. Е. Проектирование и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири. Книга 2. Разработка месторождений. - Тюмень: ТИУ, 2016. - 205 с.- Режим доступа: http://elib.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2016/07/Baturin2.pdf

3. Войтенко, В.С. Технология и техника бурения. В 2 частях. Часть 2. технология бурения скважин [Электронный ресурс]: учебное пособие /В.С.

4. Газлифтная эксплуатация [Электронный ресурс]. - https://studopedia.ru/5_55486_gazliftnaya-ekspluatatsiya.html

5. Грачев С. И. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами : учебное пособие / С. И. Грачев, А. С. Самойлов. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2015. - 144 с.- Режим доступа: http://elib.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2015/10/2015_18.pdf

6. История Компании [Электронный ресурс]. - https://purneftegaz.rosneft.ru/about/history/

7. Леонтьев С.А. Галикеев Р.М. Тарасов М.Ю. Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок системы сбора и под-готовки скважинной продукции: учебное пособие / Леонтьев С.А. Галике-ев Р.М. Тарасов М.Ю. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015.-124с.-Режимдосту-па: http://elib.tyuiu.ru/wpcontent/uploads/2015/10/2015_26_2.pdf

8. В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров, В.С. Каштанов, С.С. Пекин, «Оборудование для добычи нефти и газа». Учебное издание, М «Нефть и газ» 2003. 2части, 791с.

Размещено на Allbest.ru

...