Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО «Самотлорнефтегаз»

Введение

Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия. ОАО «Самотлорнефтегаз» — одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть», которое ведет разработку центральной и юго-западной части Самотлорского месторождения — одного из крупнейших в России. ОАО «Самотлорнефтегаз» учреждено в марте 1999 года в результате реорганизации АО «Нижневартовскнефтегаз».

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. Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 2077 км проложена по всему месторождению.

Самотлорское месторождение открыто в 1965 году, введено в промышленную разработку в 1969 году. Промышленная нефтегазоносность выявлена в 18 продуктивных пластах, приуроченных к юрской и меловой системам, залегающих на глубинах от 1 600 до 2 500 метров. Начальный дебит скважин 47 —200 т/сут. В 1981 году на месторождении была добыта миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти (около 150 млн тонн в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто 16,74 млн тонн нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти увеличилась вдвое. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено более 18 000 скважин, добыто более 2,576 млрд тонн нефти.

Самотлор — уникальное месторождение. Конечно, легендарные «фонтаны Самотлора» остались в истории — месторождение находится на поздней стадии разработки. Между тем недра хранят в себе до 1 млрд тонн нефти извлекаемых запасов. Это трудноизвлекаемые углеводороды, добыча которых требует современных технологий, знаний и существенных вложений. При этих условиях добыча нефти сохранится еще многие годы. Реализация масштабного инвестиционного проекта, предусматривающего в течение нескольких лет бурение свыше 500 новых скважин, позволит стабилизировать добычу на месторождении, дать «второе дыхание» Самотлору.

Глава 1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении месторождение пласт скважина нефть Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмени.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.

Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от -43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела.

Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река — Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения -0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.

Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер. Суммарная площадь, занятая наиболее крупными озерами, равна примерно 130 км², что составляет около 15% всей площади месторождения.

Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.

1.2 Тектоника и стратиграфия разреза В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.

По кровле горизонта БВ1−2 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12•15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части до 2,2. Белозерная структура по кровле пласта БВ1−2 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров. Общие размеры структуры 15 км в пределах изогипсы минус 2130 метров.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м. имеет размеры 32•40 км, амплитуду 150 метров. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1,45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному -160 метров.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.

Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220−250 метров.

Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50−60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников менуются пластами БВ1 а БВ 19−22 являются промышленно нефтеносными. Толщина достигает 80 метров.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280−320 метров, выше залегают континентальные осадки переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235−240 метров.

Самотлорское месторождение является многопластовым. Промышленные залежи нефти установлены в пластах: ЮВ1, БВ21−22, БВ20, БВ19, БВ10, БВ81+3, БВ80, БВ2, БВ1, БВ0, АВ8, АВ7, АВ6, АВ4−5, АВ2−3, АВ13, АВ11+2. Всего выявлено 64 залежи, из которых одна газовая — ПК1 и четыре нефтегазовых (АВ11+2, АВ13, АВ2−3, АВ4−5).

Горизонта ЮВ1 выделяются три пласта: ЮВ11, ЮВ12 и ЮВ13. Коллекторы пласта ЮВ13 повсеместно водоносны. Нефтеносными являются пласты ЮВ11 и частично ЮВ12, характеризующиеся сложным строением.

В разрезах многих скважин пласты ЮВ11 и ЮВ12 сливаются друг с другом в самых разных сочетаниях, иногда замещаются алевролитами или аргиллитами.

Залежи нефти пластов ЮВ11 и ЮВ12 приурочены к мелким структурным поднятиям.

Пласты БВ19−22 (Ачимовская толща) характеризуется очень сложным строением. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, средне отсортированными с умеренной глинистостью и высокой карбонатностью. От пласта БВ19 к пласту БВ21−22 наблюдается уменьшение количества песчаной фракции и медианного размера зерен. В этом же направлении происходит увеличение содержания мелкоалевритового и карбонатного материала. Коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это обусловлено преобладанием мелкозернистых фракций, вторичными изменениями (особенно карбонатизацией) и гравитационным уплотнением. Залежи нефти пластов БВ19−22 приурочены к мелким поднятиям. На Самотлорском месторождении насчитывается 8 залежей. Тип залежей: пластово-сводовый с литологическим экраном.

Горизонт БВ10 имеет сложное строение и представлен частым переслаиванием песчано-алевритовых пород. В толще горизонта БВ10 выделяются два пласта: верхний — БВ100 и нижний — БВ101−2.

Пласт БВ100 развит в северной части площади, где коллекторы нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных водоносных линз песчаников среди плотных пород.

На долю пласта БВ100 приходится 23,7% от объема горизонта БВ10, остальная часть — на БВ101+2. От центральной части площади к югу распространены коллекторы пласта БВ101+2, в котором сосредоточены основные запасы нефти горизонта. В южном направлении возрастает нефтенасыщенная толщина, проницаемость и продуктивность пласта.

Пласт БВ101+2 участками переходит в монолитные песчаники. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном.

Горизонт БВ8 разделен на четыре пласта: БВ80, БВ81, БВ82, БВ83. По площади уверенно прослеживается лишь пласт БВ80, пласты БВ81 и БВ82 часто сливаются, образуя мощные песчаные тела, а пласт БВ83 присутствует на ограниченной площади и в основном представлен плотными породами. В коллекторах горизонта БВ8 доминируют песчаники, которые характеризуются относительно небольшой глинистостью, высоким содержанием песчаной фракции, хорошей сортировкой, низкой карбонатностью.

Пласт БВ83 имеет сложное строение, по площади и по разрезу не выдержан. В разрезе часто замещается плотными породами и характеризуется высокой неоднородностью. Проницаемость пород пласта БВ83 весьма изменчива по площади. Залежь — пластово-сводовая.

Пласты БВ0−2. выявлены небольшие залежи нефти. Тип залежей — пластово-сводовый.

Горизонта АВ6−8, Тип залежей пластово-сводовый. Строение пластов АВ6−7 и их нефтеносность изучены довольно детально. Установлено, что продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазонасыщенности подразделяется на два пласта — АВ6 и АВ7, причем в пласте АВ7 присутствует газовая шапка. Пласт АВ8 изучен слабо, изза сложного линзовидного строения.

Горизонт АВ4−5 представлен высокопродуктивными хорошо отсортированными песчаниками, которые подстилаются водой более чем на 90% площади. Продуктивный горизонт АВ4−5 отличается от вышележащих горизонтов группы АВ сравнительно однородным строением. Лишь в краевых частях структуры отмечается некоторое увеличение глинистых пород, особенно на западном крыле. Пласт представлен преимущественно средне-мелкозернистыми песчаниками, реже — алевролитами.

Горизонт АВ2−3 имеет очень сложное строение и отличается высокой степенью неоднородности, частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины. По площади распространения горизонта АВ2−3 наблюдается опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта. Для пласта характерно произвольное локально-пятнистое распределение коллекторов по площади. Залежь нефтегазовая.

Пласт АВ13 представлен преимущественно слабоглинистыми песчаниками, которые составляют 74% от суммарного объема пород нефтенасыщенных коллекторов. По составу и характеру взаимоотношения основных типов пород в этом пласте выделяются три типа разреза: первый — глинистый, второй — тонкослоистый и третий — песчаный. Во всех типах разреза коллекторами являются песчано-алевритовые породы. В первых двух преобладают алевролиты, песчаники средне-крупнозернистые, средне — плохо отсортированные, глинистые. Третий тип представлен преимущественно мелкозернистыми песчаниками, хорошо и средне отсортированными, умеренно глинистыми. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ11+2 отличается от других горизонтов продуктивной толщи Самотлорского месторождения весьма сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и аргиллитов. По структурно — текстурным особенностям породы АВ11+2 делятся на две группы: массивные песчаники, алевролиты и их глинистые разности и «рябчиковые» породы. «Рябчиковые» породы литологически представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями песчано-алевролитовых разностей и глин толщиной от 1 до 10 мм и более. На отдельных участках Самотлорской площади пласта АВ11+2 развитие получили песчаники, характеризующиеся однородным строением и благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. В целом по пласту АВ11+2среднее значение пористости составляет 21,4%, проницаемости — 0,052 мкм2. Для глинистых коллекторов пористость — 21,1%, проницаемость — 0,015 мкм2, для песчаников значение пористости — 26,8% проницаемости — 0,494 мкм2. Залежь пласта АВ11+2структурно-литологического типа с обширной газовой шапкой.

1.3 Состав и свойства пород продуктивных пластов Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1−0,4 м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают под счётные параметры продуктивных горизонтов.

1.4 Состав и свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы — коллекторы III класса (Кпр=100−500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1−2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18−35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1−2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1−2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдистокаолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1−2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1−2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор. Нефть — природная смесь (жидкое полезное ископаемое), состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которая в пластовых и стандартных условиях (0,1013 МПа при 200 С) находится в жидкой фазе. (Битум и сланцы).

Плотность нефти определяется её массой в единице объема (кг/м3 или г/см3).Классификация нефти по плотности: 780−850кг/м3 — легкая нефть, 851−899 кг/м3 -нефти средней плотности, 900−1000 кг/м3 — тяжелые нефти, более 1000 — битумы. Вязкость или внутреннее трение — свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении.

Газ — природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях — только в газообразном виде.

Различают:

1. свободный газ газовой залежи, который состоит из метана (95−99%)

2. газ газоконденсатной залежи, газ газовой шапки, (метан — 70−90%)

3. растворенный (нефтяной) газ, (метан — 30−70%) (см. табл.3.1, 3.2).

Вода — бинарное неорганическое соединение, химическая формула Н? O плотность: 999,97 кг/мі.В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся другие вещества: углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты. Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Глава 2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 Стадии разработки месторождения Первая стадия разработки (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.

Вторая стадия разработки (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями.

Третья стадия разработки (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме.

Четвертая стадия разработки (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

Регулирование разработки нефтяного месторождения — это совокупность мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.

2.2 Показатели разработки Добыча нефти Qн — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте, в единицу времени (тонн/сутки).

Добыча жидкости Qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (м3 /сут).

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам.

Конечная нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) — это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим (балансовым).

Темп разработки Z (t) — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти (выражается в %/год).

Обводненность продукции B — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы.

Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (м3/т).

Фонд скважин — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения.

3.3 Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: — необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами; - подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физикохимическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; - проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; - герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; - возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис. 10.1) — систему нагнетательных скважин; - систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); - станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Глава 3. Техника и технология добычи нефти и газа

3.1 Состав бригады по добыче нефти, функциональные обязанности членов бригады, отчётная документация мастера Состав бригады:

Оператор 3 разряда — Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.

Оператор 4 разряда — Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. 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.

Оператор 5 разряда — 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 других 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 и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.

Оператор 6 разряда — Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.

Мастер — Помощник старшего мастера. Заказывает и договаривается с техникой; принимает информацию о кустах от операторов. «Правая рука» старшего мастера.

Старший мастер — Полностью связан со всеми людьми в цеху. Через него осуществляются какие-либо сложные или опасные работы, так как он несет ответственность за людей своей бригады и за рентабельность своего фонда.

3.2 Основные способы эксплуатации скважин на месторождении

— характеристика наземного и погружного оборудования УШГН, УЭЦН;

— технологический режим работы УШГН, УЭЦН и способы регулирования режима эксплуатации скважин;

— осложнения по скважинам;

— элементы автоматизации и диспетчеризации на промысле;

Фонтанный способ эксплуатации скважин.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Насосный способ эксплуатации скважин.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.

При ходе плунжера вверх, верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

УЭЦН — Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к ЭД 2. Вращая вал насоса 1, ЭД приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Способы регулирования режима эксплуатации скважин УШГН, УЭЦН. Методы борьбы с осложнениями фонтанных скважин

Методы борьбы с отложениями в УШГН

Методы борьбы с отложениями в УЭЦН

3.3 Схема ППД

3.4 Замер дебита скважин. Промысловая подготовка нефти и воды Промысловой подготовки нефти и воды является ее дегазация, обезвоживание обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения от нее газа. Аппарат в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения сепарацией.

Нефтяные сепараторы представляют собой емкости, в которых происходит отделения газа от нефти. Газ содержится в нефти в виде пузырьков, вносимых в сепаратор с потоком, или находится в ней растворенном состоянии. Если давление в сепараторе меньше давления в подходящем трубопроводе то выделение из нефти растворенного газа происходит, либо в виде мелких пузырьков, либо в результате испарения газа в пузырьки, вносимые потоком. В обоих случаях в процессе движения смеси в сепараторе пузырьки увеличиваются в размерах в сплывают и удаляются из слоя нефтегазовой смеси. Некоторые сепараторы оборудуют наклонными полками для облегчения всплытия пузырьков. Действительно, поскольку толщина слоя нефти, текущей по наклонной полке, мала то, пузырьки, даже относительно небольшие успевают вплыть еще с полки.

Сепаратор воды, который отделяет части мехпримесей и также обезвоживает её, делает непригодной для повторного использования.

Существуют также 3-х фазные сепараторы, которые отделяют на нефть газ и воду.

3.5 Охрана труда и охрана окружающей среды.

Мероприятия по охране окружающей среды:

1. Рекультивация земель.

2. Инвентаризация загрязненных земель.

3. Демонтаж бездействующих трубопроводов.

4. Ликвидация мест несанкционированного размещения лома черных металлов.

5. Ликвидация последствий аварий на трубопроводах силами подрядчиков.

6. Наведение порядка на территориях кустовых площадок: устранение захламлённости и загрязнений нефтепродуктами.

7. Ремонт обвалок кустовых площадок и грязевых ёмкостей,

8. Утилизация отходов, строительных отходов, нефтешламов, бурового шлама.

9. Приобретение материалов (семена, удобрения).

10. Текущий ремонт и наладка канализационных сооружений для сточных хозяйственных — бытовых вод.

11. Приобретение оборудования и техники для сбора нефтепродуктов с аварийных разливов.

Мероприятия по охране труда:

· Защита туловища:

1. Работники обязаны носить специальную защитную одежду, разработанную с учетом местных рисков и производственных условий. В частности, на объектах добычи и переработки, транспортировки нефти и реализации нефтепродуктов любых других рабочих зонах, где есть риск возникновения пожара: полный комбинезон или костюм из огнестойкой или огнезащитной ткани.

2. Утепленные комбинезоны могут быть определены в местных стандартах для работы в холодных климатических условиях или для специфических должностей.

3. Костюм должен быть только с длинными рукавами.

4. Во время использования химикатов Работники должны быть обеспечены химически стойкими комбинезонами.

5. Запрещено ношение колец, кроме как в помещениях офиса7.8.

6. При работе во взрывопожароопасных условиях утепленные рабочие костюмы или куртки должны быть изготовлены из огнестойких тканей, материалов и фурнитуры.

7. Работники, работающие на территориях, где движется транспорт (склады, трубные базы) и на погрузчиках, должны иметь хорошо видимые участки на их рабочих костюмах. В случае необходимости применяется сигнальный жилет.

· Защитная обувь:

1. Защитная обувь должна обеспечить защиту лодыжки и пальцев на ногах. Все работники обязаны носить защитную обувь во время работы на объектах добычи, переработки, транспортировки, реализации нефтепродуктов и других производственных объектах.

2. Защитные сапоги или ботинки (в зависимости от риска и вида работы) могут быть зашнурованы или застегнуты пряжкой, рисунок подошвы должен предотвращать скольжение, иметь стельку для защиты от проколов и защитный подносок (200 Дж.).

· Защита рук:

1. Необходимо постоянно носить средства защиты рук, соответствующие риску.

2. При транспортировке химических веществ и работе с ними перчатки должны иметь водоотталкивающие/химически стойкие свойства (см. также паспорт безопасности на вещество/материал).

3. Во время работы с горячим оборудованием или материалом необходимо носить перчатки для высокой температуры.

4. Во время работы с опасными веществами/материалами — средства защиты рук, указанные изготовителем в паспорте безопасности на вещество/материал, которые приравниваются к техническим требованиям настоящего Технического стандарта.

5. При выполнении работ в условиях низких температур Работник должен использовать утепленные перчатки. Допускается применение меховых рукавиц только для защиты от холода, не для выполнения технологических операций.

· Защита головы:

1. Средства защиты головы, соответствующие уровню риска, необходимо носить всегда.

2. В холодных климатических условиях Работники обеспечиваются капюшонами, подшлемниками.

3. Запрещается носить поврежденные каски.

4. Детализация требований к СИЗ головы приведена в Приложении № 4 к настоящему Техническому стандарту.

· Защита глаз:

1. По результатам оценки рисков на месте производства работ определяются и маркируются зоны, где существует опасность травмы глаз. В пределах этих зон СИЗ глаз должны применяться в обязательном порядке.

2. Если существует риск повреждения глаза из-за удара, то защитные очки открытого типа должны быть сделаны из поликарбоната.

3. Защитные очки открытого типа должны иметь несъёмные боковые щитки.

4. При выполнении работ по шлифовке или резке с помощью отрезных кругов (угловых шлифовальных машин) стандартным является применение лицевого щитка.

5. Работники, которым необходимо носить корректирующие очки для выполнения ежедневной работы, обеспечиваются корректирующими очками в соответствии с требованиями п. 11.3.

· Защита органа слуха:

1. СИЗ органов слуха должны применяться в обязательном порядке при постоянном воздействие шума в 80 децибел.

2. Когда Работники и посетители находятся в опасной шумовой области или когда они подвергаются воздействию шума уровнем, равным или больше средневзвешенного показателя 80 децибел, в течение рабочей смены, то необходимо применять противошумные вкладыши или наушники.

3. Специалист службы ОТ, ПБ и ООС определяет и ясно отмечает опасные шумовые участки, соответствующие этому определению. Воздействие шума свыше 110 децибел запрещается.

4. В соответствии с европейскими требованиями в области защиты органа слуха Работодатели обеспечивают своих Работников надлежащими средствами защиты слуха, если уровень шума превышает 80 дБ (A).

· Защита органов дыхания:

1. Средства защиты органов дыхания, соответствующие существующему риску, необходимо применять при работе с химическими веществами, выделяющими токсичные дымы (флюс при сварке), при присутствии механических частиц в воздухе, например, как при аэрозольной покраске, сварке, пескоструйной обработке, химической обработке и т. д.

2. В случаях борьбы с огнем и там, где существует опасность низкой концентрации кислорода, высокой концентрации сероводорода (H2S) или другого ядовитого газа/пара во вдыхаемом воздухе, используется изолирующий противогаз или каскадная система. В случае опасности вдоха пыли низкой концентрации (менее 20%) рекомендуется использовать пылезащитные маски одноразового применения.

3. В случае опасности вдоха пыли высокой концентрации, краски, другого ядовитого или коррозионно-активного газа/пара — рекомендуется использовать полный противогаз или респиратор с соответствующим фильтром/картриджем (фильтр/картридж подходит к конструкции противогаза/респиратора и защищает от идентифицированного газа/пара). В противном случае применяются шланговые противогазы.

· Смывающие и обезвреживающие средства для кожи рук:

1. Защита кожи во время работы, очистки после работы и ухода с помощью специальных кремов и паст, подобранных в зависимости от вида загрязнения, обладающих требуемой эффективностью и безопасных для работающих, позволяет полностью исключить риск кожных заболеваний.

2. Кремы для защиты кожи рук в изменяющихся условиях работы обеспечивают защиту как от водонерастворимых (сажа, металлическая пыль, клей, органические растворители, масла), так и от водорастворимых рабочих материалов (вода, водные растворы кислот, щелочей, солей, извести, цемента, удобрений); могут использоваться в качестве защиты под перчатки.

Заключение

По итогам производственной практики пройденной в компании ОАО «СНГ» на месторождение «ЦДНГ-2», я приобрел практические знания в области добычи и подготовки нефти и газа; приобрел знания которые помогут мне в дальнейшем продолжить учиться, сделать курсовые проекты; написать и достойно защитить дипломный проект; а так же при устройстве на работу. Мне удалось выполнить поставленные цели и задачи, также производственная практика позволила мне увидеть существующие проблемы на промыслах.

Библиографический список Основные источники:

1. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике/Под ред. Мартынова В. Г., Лазуткиной Н. Е., Хохловой М.С.- М.: Инфра-Инженерия, 2009

2. Дунюшкин И. И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006

3. Карнаухов, М. Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин: справочник инженера по исследованию скважин: учебное пособие / М. Л. Карнаухов, Е. М. Пьянкова. — М.: Инфра-Инженерия, 2010

4. Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела: учебник для студентов ВУЗов/Кудинов В.И.- М.; Ижевск: ИКИ; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008

5. Никишенко С. Л. Нефтегазопромысловое оборудование. Волгоград. Ин-Фолио, 2008.

6. Покрепин Б. В. Оператор по добыче нефти и газа. — Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2011

7 Покрепин Б. В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2010

8. Симкин Э. М., Кузнецов О. Л. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.- М.: 2009

9. Справочник по добыче нефти/Под ред. К. Р. Уразакова. М.: 2009

10. Сучков Б. М. Интенсификация работы скважин. — М.: Ижевск, 2009

11. Технологический регламент организации и проведения работ при ТО и КППР нефтепромыслового оборудования ОАО «СНГ». 2012.

12. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101.

Информационные ресурсы.

Сайты журналов

1. Журнал «Нефть России». Каталог нефтегазовых сайтов Форма доступа: http://www.oilru.com/

Образовательные сайты

1. Техническая литература Форма доступа: http://fommJavteamxom

2. Национальный институт нефти газа Форма доступа: http://www.ning.ru/;

3. Справочная и научно-техническая литература по химии, нефти и газа, металлургии и экологии Форма доступа: http://www.naukaspb.ru/;

4. Электронная библиотека Нефть-газ Форма доступа: http://www.oglib.ru/;

5. Издательство Центрлитнефтегаз Форма доступа: http://centrlit.ru/;

6. Типовые инструкции по охране труда Форма доступа: www.tehdoc.ru /

7. Охрана труда Форма доступа: http://www.tehdoc.ru/

8. Охрана труда. Техника безопасности Форма доступа: http://www.tehbez.ru/