Добычи нефти и газа отчет по практике. Отчет о практике специальности разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
по второй производственной практике
Содержание
1. Введение…………………………………………………………………… .3
2. Характеристика месторождения……………………………………………4
3. Объекты разработки и их характеристика…………………………………5
4. Коллекторские свойства продуктивных пластов…………………………11
5. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)…………12
6. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)…………………17
7. Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН)…………....18
8. Скважинные штанговые насосы, их элементы……………………………19
9. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и
насосных штанг……………………………………………………………...22
10. Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)………………25
11. Технологический режим работы УСШН при постоянной
12. Технологический режим работы УСШН при периодической
откачке жидкости…......................................................................................27
13. Технологический режим работы УЭЦН………………………………….28
14. Приборы для исследования работы скважинных насосов……………....29
15. Результаты исследования работы УСШН………………………………..37
16. Конструкция газопесочных якорей……………………………………….38
17. Устройства для борьбы с отложениями парафина в
подземном оборудовании………………………………………………….39
18. Схема групповой замерной установки……………………………………40
19. Схема ДНС………………………………………………………………….41
20. Автоматизация работы установок скважинных насосов………………...42
21. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа …….43
22. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании
добывающих скважин……………………………………………………...44
23. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти…………………….47
24. Структура нефтегазодобывающего предприятия………………………...49
25. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти………….50
26. Технико-экономические показатели деятельности НГДУ………………51
Список используемой литературы…………………………………………...53
1. ВВЕДЕНИЕ
Я проходил практику в ОАО «Удмуртнефть» НГДУ «Воткинск» на Мишкинском месторождении в бригаде по добыче нефти и газа. Находился на должности оператора по добыче нефти и газа 4 разряда.
Меня закрепили за оператором д/н 5 разряда, под чьим руководством я проходил практику. За время практики я прошел инструктажи по т/б и по электробезопасности, ходил на обходы, где наблюдал за работой СК и ГЗУ, работал на ЭВМ, где составил электронную версию различных схем.
У меня остались хорошие впечатления от практики. Во-первых, мастер следил за тем, чтобы я получил как можно больше информации об обязанностях оператора по добыче нефти и газа: давал указания закрепленному за мной оператору, после 3-х недель практики провел экзамен по полученным мной знаниям. Во-вторых, желание самих операторов рассказывать о своей работе.
Почти каждый день находился на различных работах. Я не разочаровался в выбранной мной профессии и рад, что учусь именно на этой специальности.
^
2. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 г. и расположено на границе Воткинского и Шарканского районов севернее города Воткинска.
Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы рек Вотка и Сива. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140 – 180 м на юге, до 180 – 250 м на севере. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельскохозяйственными угодьями.
Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2С, морозы в январе – феврале иногда достигают -40С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60 – 80 см.
Водозабор для целей ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском ЦКПН, расположенном на территории месторождения.
Мишкинская структура осложнена двумя куполами: западным - Воткинским и восточным - Черепановским.
^
3. ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА
На Мишкинском месторождении нефтепроявления зарегистрированы в породах турнейского яруса и яснополянского надгоризонта (пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III), нижнего карбона, в башкирском ярусе и верейском горизонте (пласты B-II, B-III) московского яруса среднего карбона.
Нефтегазоносность разреза изучалась по керну, образцам бокового грунтоноса, анализом материалов промыслово-геофизических исследований, газового каротажа и результатам испытания скважин на приток.
Турнейский ярус
В турнейских отложениях обнаружено три залежи нефти, приуроченные трём структурам: Западному и Восточному куполам Воткинского и Черепановского поднятия. Промышленно-нефтеносным является пласт пористо-кавернозных известняков в кровле черепетского горизонта мощностью до 36 м. Наиболее высокая часть залежи нефти встречена на Воткинском поднятии, в скважине № 180 на отметке 1334 м. Залежь небольшого размера обнаружена в районе 184 скважины с наивысшей отметкой 1357 м.
Отмечается наклон поверхности ВНК (от скв.№ 189 к скв.№ 183) Западно-Воткинского купола в пределах 2 – 2,5 м. Поэтому ВНК принят на отметке 1356 – 1354 м. Высота залежи нефти на Западно-Воткинском куполе 32 м, размеры её около 8x5 км.
На Восточно-Воткинском куполе среднее положение ВНК условно принимается на отметке 1358 м. Высота залежи на этом куполе в районе скв.№ 184 около 5 м, размеры её 3x1,5 км.
На Черепановском поднятии ВНК условно принимается на отметке 1370 м. Высота залежи нефти этого поднятия 4,5 м, размеры её около 4,5x2 км. Наличие плотных прослоев прослеживаемых на большой площади и опробование прикупольных скважин 211, 190, 191 доказывают слоисто-массивное строение земли.
Нефтепроявления Кизиловского горизонта встречены в его нижней части в пласте тонкопористых известняков. Результаты опробования указывают на плохие коллекторские свойства продуктивного пласта кизиловского горизонта.
ВНК кизиловской залежи условно принимаем на отметке 1330,4 – 1330 м.
Яснополянский надгоризонт
В яснополянском надгоризонте нефтепроявления приурочены к пластам пористых песчаников и алевролитов тульского и бобриковского горизонтов.
В бобриковском горизонте прослеживаются три пористых пласта. Промышленный приток нефти из пласта Бб-III получен в скважине № 211 и нефть с водой из скважины № 190.
Пласт Бб-II прослежен во всех скважинах, вскрывший нижний карбон и только в скважине № 191 замещён непроницаемыми породами.
Мощность пласта Бб-II изменяется от 0 до 2 м, а Бб-I от 0,8 до 2,5 м. Из пласта Бб-I промышленные притоки нефти получены в скважине № 189 совместно с другими пластами.
В тульском горизонте промышленная нефтеносность установлена в трёх пластах Тл-0, Тл-I, Тл-II. В яснополянском надгоризонте залежи нефти приурочены к структурам: Западно- и Восточно-Воткинскому куполам и Черепетскому поднятию. Наиболее незначительные мощности непроницаемых прослоев, разделяющих нефтеносные пласты яснополянского надгоризонта, а часто соединения проницаемых пластов друг с другом и литологическая их изменчивость позволяют предполагать о слоисто-пластовом типе залежей с единым ВНК для всех пластов Воткинского поднятия и отдельно для пластов Черепановского.
ВНК Черепановского поднятия для тульских пластов Тл-I, Тл-II, Тл-0 принимаем по подошве пласта Тл-II, давшей безводную нефть в скважине № 187 на отметке 1327,5 м.
Башкирский ярус
Нефтепроявления в отложениях башкирского яруса встречены во всех скважинах, вскрывших залежь нефти и охарактеризованных керном. Причём нефтепроявления размещаются в верхней, более плотной части разреза. Мощность эффективных прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 12,2 м. В некоторых скважинах при опробовании притоков не получено или получены после солянокислотной обработки забоев. Значительные колебания величин притоков позволяют предполагать о сложном строении коллектора как по размеру, так и по площади. Наличие значительных дебитов вероятно указывает на наличие крупной кавернозности или трещиноватости в коллекторе. Наиболее высокая часть нефти Воткинского поднятия встречена в скважине № 211 на отметке 1006,6 м. Высота залежи около 38 метров, размеры залежи в пределах 16x8 км. ВНК условно принимается на отметке 1044 м.
Залежь нефти Черепановского поднятия изучена недостаточно. Она отделена от залежи Воткинского поднятия зоной ухудшения коллекторских свойств карбонатных пород. ВНК Черепановского поднятия принят на отметке 1044 м.
Верейский горизонт
В верейском горизонте прослеживаются в основном два нефтяных пласта, разделённых пластами аргиллитов и глинистых известняков. Мощность эффективных нефтенасыщенных известняков В-III колеблется от 0,6 до 6,8 м (скв.№ 201). Наиболее низкая отметка с которой получена безводная нефть 1042,8 метров (скв.№ 214). Наиболее высокая отметка залежи нефти пласта В-III – 990 м. ВНК принят на отметке 1042 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 1042 метров составляет около 52 м. Размеры её в пределах внешнего контура около 25x12 км. Мощность эффективной части пласта колеблется от 1,2 до 6,4 м.
Наиболее высокая часть залежи пласта B-II вскрыта в скв.№ 211. ВНК принят на отметке 1040 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 104 м и равна около 50 м. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности около 25x12 км. Залежи нефти пластов В-II и В-III пластового типа.
Эффективная часть пласта B-I прослеживается не во всех скважинах. Результаты опробования указывают на низкую проницаемость пласта, а сложное расположение пористых разностей на площади месторождения осложняют оценку возможной нефтеперспективы пласта В-I.
^
4. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Турнейский ярус
Турнейский ярус представлен карбонатными породами – известняками черепетского и кизиловского горизонтов. В скважинах выделяется от 1 (скв.№ 212) до 29 (скв.№ 187) пористых прослоев. Мощность выделяемых пористых разностей изменяется от 0,2 до 25,2 м. Суммарная мощность коллекторов черепетского горизонта в изученной части колеблется от 10,8 (скв.№ 207) до 39,2м (скв.№ 193). Почти во всех скважинах в кровле турнейского яруса выделяются прослои, как правило, это одиночный пласт мощностью около 2 м, но в некоторых скважинах (195, 196) появляется большее количество тонких пористых прослоев, число которых достигает 8. Общая мощность кизеловского коллектора возрастает в этом случае до 6,8 м.
Яснополянский надгоризонт
Отложения яснополянского надгоризонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин бобриковского и тульского горизонтов. В составе бобриковского горизонта выделяются пласты песчаников Бб-II и Бб-I, а в составе тульского горизонта Тл-0, Тл-I, Тл-II. Эти пласты прослеживаются по всей площади Мишкинского месторождения. Общая мощность коллекторов бобриковского и тульского горизонтов колеблется от 7,4 м (скв.№ 188) до 24,8 м (скв.№ 199).
Башкирский ярус
Представлен чередованием плотных и пористо-проницаемых известняков. Известняки не глинистые. Приведённый относительный параметр Jnj изменяется от 0,88 в плотных прослоях до 0,12 – 0,14 в высокопористых разностях. Такой характер изменения Jnj свидетельствует о значительной кавернозности известняков. Количество пористых пропластков в скважинах по площади меняется от 5 (скв.№ 255) до 33 (скв.№ 189). Мощность выделяемых пористых разностей колеблется в пределах от 0,2 до 21,0 м. Суммарная мощность коллекторов башкирского яруса колеблется от 6,8 м (скв.205) до 45,5 м (скв.№201).
Верейский горизонт
Верейские отложения представлены чередованием алевролитов и карбонатных пород. Продуктивный пласт приурочен к карбонатным отложениям пористым и проницаемым. Выделяется два пласта В-III и B-II.
Суммарная мощность коллекторов верейского горизонта меняется от 4,0 (скв.№ 198) до 16,0 м (скв.№ 201). Мощность отдельного проницаемого прослоя меняется по площади от 0,4 до 6,4 м.
Сводные данные о коллекторских свойствах продуктивных пластов
Показатели | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Яснополянский горизонт | Турнейский ярус |
Пористость, % | 20,0 | 18,0 | 14,0 | 16,0 |
Проницаемость, мкм 2 | 0,2 | 0,18 | 0,215 | 0,19 |
Нефтенасыщенность, % | 82 | 82 | 84 | 88 |
^ 5. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ
(НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА)
НЕФТЬ
Верейский горизонт
Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 – 0,8874 г/см 3 и в среднем составляет величину 0,8798 г/см 3 . Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65 – 26,4 СП и в расчётах принималась 18,4 СП.
Среднее значение давления насыщения принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м 3 /т.
По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см 3 ; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).
Башкирский ярус
Данные анализа показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см 3 . Вязкость нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 сп. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м 3 /т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см 3 . Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%. Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).
Яснополянский надгоризонт
Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см 3 , высоковязкая 34,2 сп. Газовый фактор составляет 12,2 м 3 /т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.
Поверхностные пробы нефти яснополянского надгоризонта были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см 3 . Содержание серы 3,35%, содержание асфальтенов 5,5%, содержание парафина 4,51%.
Турнейский ярус
Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 сп. Плотность нефти 0,9139 г/см 3 . Газовый фактор 7,0 м 3 /т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см 3 . Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.
^
ПОПУТНЫЙ ГАЗ
В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54%, по яснополянскому надгоризонту - 67,2%, по башкирскому ярусу - 44,4%, по верейскому горизонту - 37,7%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.
По содержанию гелия в контурном газе яснополянского (0,042%) надгоризонта и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%.
^
ПЛАСТОВАЯ ВОДА
Верейский горизонт
Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см 3 , первую солёность – 70, содержат В – 781 мг/л, J – 14 мг/л и В 2 О 2 – 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот – 81 %, метан – 13 %, этан – 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.
Башкирский ярус
Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л., Cl – Na/Mg не превышает 3,7; SO 4 /Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 – 28-39; калия – 1100; стронция – 400; лития – 4,0.
Яснополянского надгоризонт
Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.
Средняя газонасыщенность пластовых вод яснополянских отложений 0,32 – 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 – 3,5 %, аргона – 0,466 %, гелия – 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.
Турнейского ярус
Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO 4 /Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В 2 О 3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.
Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO 4 /Cl – 100-0,12*0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH 4 79-89 мг/л; В 2 О 3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л;
Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
Показатели | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Тульский горизонт | Турнейский ярус |
Пластовое давление, МПа | 12,0 | 10,0 | 12,9 | 14,0 |
Плотность нефти, г/см 3 | 0,8798 | 0,8920 | 0,9 | 0,9139 |
Давление насыщения, кг/см 2 | 89,9 | 107,0 | 101,5 | 96,5 |
Вязкость, СПЗ | 18,4 | 10,3 | 34,2 | 73,2 |
Газовый фактор, м 3 /т | 18,8 | 24,7 | 12,2 | 7,0 |
Коэффициент сжимаемости | 9,1 | 8,0 | 5,3 | 6,0 |
Объёмный коэффициент | 1,04 | 1,05 | 1,009 | 1,01 |
Сера % Селикагелевые смолы % Асфальтены % Парафины % | 3,07 | 13,01 | 3,35 | 5,7 |
Физико-химические свойства газа
Показатели | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Тульский горизонт | Турнейский ярус |
Плотность газа, г/л | 1,1 | 1,168 | 1,253 | 1,194 |
Содержание компонентов в % | ||||
CO 2 + H 2 S | 1,5 | 1,1 | 0,3 | 1,15 |
N | 41,23 | 37,65 | 63,8 | 86,60 |
CH 4 | 14,0 | 8,0 | 7,0 | 0,83 |
C 2 H 6 | 14,1 | 12,9 | 7,9 | 2,83 |
C 3 H 8 | 17,4 | 18,1 | 12,1 | 1,28 |
C 4 H 10 | 2,9 | 5,2 | 2,5 | 1,44 |
C 5 H 12 | 1,85 | 3,0 | 0,9 | 0,87 |
Физико-химические свойства пластовых вод
Солевой состав | Общая минерализация мг/л | Плотность, г/см3 | Вязкость, СПЗ | |||||||||||||||||||||||||||
Na+Ka | Md | Ca | Fe | Cl | SO 4 | HCO 3 | ||||||||||||||||||||||||
Воды Верейского горизонта |
||||||||||||||||||||||||||||||
50406,8 | 2879,2 | 15839,5 | 113600,0 | 738,2 | 134,2 | 183714,5 | ||||||||||||||||||||||||
Воды Башкирского яруса |
||||||||||||||||||||||||||||||
75281,829 | 3721,0 | 16432,8 | 127,1 | 156010,8 | 111,10 | 24,40 | 251709,0 | |||||||||||||||||||||||
Воды тульского горизонта |
||||||||||||||||||||||||||||||
79135,7 | 4355,4 | 201690 | 170400 | нет | 24,4 | 274075 | ||||||||||||||||||||||||
Воды турнейского яруса |
||||||||||||||||||||||||||||||
65867,1 | 4349,3 | 15960,0 | 142000,0 | 160,0 | 35,4 | 228294 |
^ 6. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
(продуктивного пласта)
Показатели за 2003 г. | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Тульский горизонт | Турнейский ярус | Всего или среднее значение |
Добыча нефти с начала года, тыс. т. | 334,623 | 81,919 | 129,351 | 394,812 | 940,705 |
Добыча нефти в сутки, т/сут | 1089,7 | 212,2 | 358,2 | 1043,9 | 2704,0 |
% от извлекаемых запасов | 28,1 | 35,0 | 59,4 | 40,3 | 36,3 |
Закачка воды, тыс.м 3 | 1507,318 | 673,697 | 832,214 | 303,171 | 3316,400 |
Добыча воды с начала года, тыс. т. | 1430,993 | 618,051 | 1093,363 | 2030,673 | 5173,080 |
Обводненость (по весу), % | 74,5 | 86,5 | 87,5 | 82,0 | 81,4 |
Средний газовый фактор, м 3 /т | 18,4 | 24,7 | 12,2 | 10,0 | 14,8 |
Описание работы
Основа экономического потенциала Охинского района – топливно-энергетический комплекс. Его базовое предприятие – нефтегазодобывающее управление «Оханефтегаз», входящее в структуру ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз».
История предприятия НГДУ «Оханефтегаз» началась с разработки месторождения Оха в 1923 году. С 1923 по 1928 годы Охинское месторождение разрабатывает Япония по концессионному договору. С 1928 по 1944 годы разведку и разработку месторождения осуществляли совместно трест «Сахалиннефть» (образованный в 1927 году) и японский концессионер
Введение. Общие сведения о предприятии
2
1.
Теоретическая часть
3
1.1. Структура предприятия
3
4
1.3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пласта
6
1.4. Системы заводнения и условия их применения
9
1.5. Исследование нагнетательных скважин
13
1.6. Подземный ремонт нагнетательных скважин, виды и причины ремонта
14
2.
Охрана труда при заводнении пластов
15
3.
Охрана окружающей среды при использовании для ППД сточных вод
16
Заключение. Как определить эффективность применения методов ППД
18
Список используемой литературы
19
Файлы: 1 файл
Федеральное агентство по образованию и науке РФ
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
(наименование специальности)
(фамилия, имя, отчество студента)
Заочное отделение курс шестой.
шифр 130503 .
по квалификационной (стажировке) практике
на ______________________________ _____________________________
(наименование предприятия)
Руководитель практики от филиала
Руководитель практики от предприятия
____________________ ___________________________
(должность) (подпись) (и.о.ф.)
Решение комиссии от «______» ____________________2010г.
признать, что отчет
выполнен и защищен с оценкой «_____________________________ »
Члены комиссии
_____________________ ___________________________ ____________________
_____________________ ___________________________ ____________________
(должность) (подпись) (и.о.ф.)
Введение
Общие сведения о предприятии.
Основа экономического потенциала Охинского района – топливно-энергетический комплекс. Его базовое предприятие – нефтегазодобывающее управление «Оханефтегаз», входящее в структуру ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз».
История предприятия НГДУ «Оханефтегаз» началась с разработки месторождения Оха в 1923 году. С 1923 по 1928 годы Охинское месторождение разрабатывает Япония по концессионному договору. С 1928 по 1944 годы разведку и разработку месторождения осуществляли совместно трест «Сахалиннефть» (образованный в 1927 году) и японский концессионер.
В 1944 году договор с Японией был расторгнут, и с этого периода разработку Охинского месторождения продолжает объединение «Сахалиннефть», причем Охинский нефтепромысел входит в различные годы в состав различных подразделений:
1944-1955 годы – Охинский нефтепромысел (в разработке месторождения Центральная Оха);
1955-1958 годы – Охинский укрупненный нефтепромысел, входящий в состав Нефтепромыслового управления «Эхабинефть» (в разработке месторождения Центральная Оха, Северная Оха, Некрасовка, Южная Оха, Колендо – до 1965 года);
1968-1971 годы – Нефтепромысловое управление «Оханефть» (в разработке месторождения Центральная Оха, Южная Оха, Некрасовка);
1971-1979 годы – НГДУ «Колендонефть» (в разработке месторождения Центральная Оха, Северная Оха, Южная Оха);
1979-1981 годы – Базовое предприятие Производственного объединения «Саханефтегаздобыча», входящего в состав Всесоюзного промышленного объединения «Сахалинморнефтегаз» (в разработке месторождения Центральная Оха, Северная Оха, Южная Оха);
1981-1988 годы – НГДУ «Севенефтегаз» (в разработке те же месторождения). НГДУ «Оханефтегаз» ведет свою работу на 17 нефтяных и газовых месторождениях, расположенных в Охинском районе.
В 1988 году ПО «Оханефтегаздобыча» и ВПО «Сахалинморнефтегаз» преобразуется в ПО «Сахалинморнефтегаз», а НГДУ «Севернефтегаз» - в НГДУ «Оханефтегаз», в состав которого опять входит месторождение Колендо. На старых нефтяных месторождениях, которые расположены на суше, начато внедрение технологии гидроразрывов пласта, что позволяет увеличивать дебиты скважин.
- Теоретическая часть
Общие сведения о месторождении. Месторождение Тунгор открыто в 1958 году в 28 км южнее г.Охи. В орографическом отношении антиклинальная складка расположена на границах двух морфологических зон: восточной, приподнятой, выраженной в виде меридианальной гряды Восточно-Сахалинского хребта, и западной, представленной более пологими и пониженными формами рельефа. Максимальные абсолютные отметки в восточной части достигают 120 метров. Своду складки соответствует пониженная зона рельефа с абсолютными отметками, не превышающими 30-40 м.
Гидрографческая сеть района развита слабо. Следует отметить наличие двух местных водосборных бассейнов – озера Тунгор и Одопту, имеющих тектоническую природу. Ряд мелких ручьев и речек протекает по площади. Долины их заболочены, расход воды неравномерен. Непосредственно вблизи месторождения расположен поселок Тунгор, который связан с городом Оха дорогой протяженностью 28 км.
Климат района холодный, зима продолжительная, снежный покров ложится в ноябре и сохраняется до мая. Тайфуны зимой приносят метели, летом – обильные дожди. Ветер достигает 30м/сек. Лето короткое, дождливое. Среднегодовая температура – 2,5.
Стратиграфия. Разрез отложений Тунгорского месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми породами неогенового возраста. Вскрытый наиболее глубокими скважинами комплекс образований разделен (снизу-вверх) на дагинскую, окобыкайскую и нутовскую свиты.
Дагинская свита. Максимальная вскрытая мощность в скважине № 25 – 1040м. Граница между дагинской и окобыкайской свитации проводиться по кровле XXI-го горизонта. Дагинские отложения подразделены на горизонты XXI – XXVI.
Сложены они преимущественно песками и песчаниками светло-серыми, серыми, разнозернистыми, алевритоглинистыми породами.
Аргиллиты темно-серые, до черных, трещиноватые, оскольчатые, сверху – песчано-алевристые, слюдистые, содержат обуглившиеся растительные остатки. Породы характеризуются повышенным содержанием кремнезима.
Окобыкайская свита. Граница между отложениями Нутовской и Окобыкайской свит условно проведена на подошве 3-его пласта. Мощность свиты достигает 1400м. Обломочные породы представлены песками, глинами и их промежуточными и сцементированными разностями. Верхняя половина разреза свиты характеризуется устойчивостью осадконакопления, появляющейся при анализе мощностей. Повсеместная прерывистость пластов III – XII, резкие литолого-фациальные замещения затрудняют локальную корреляцию разреза отдельных скважин, предопределяют условность проводимого контакта нутовских и окобыкайских отложений.
Пески и песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, глинисто-алевритовые с галькой и гравием. Алевриты и алевролиты светло- и темно-серые, глинисто-песчаные. Глины и аргиллиты темно-серые, песчанистые, алевритистые и трещиноватые. Глинисто-песчаный комплекс нижне-окобыкайской толщи включает в себя основные нефтяные и газовые залежи.
Нутовская свита. Повсеместно распределена по площади, в своде складки обнажаются средненутовские породы. Общая мощность превышает 1000м. Если в нижней части разреза можно проследить отдельные песчаные пласты (III, II, I, М), то выше вскрывается сплошной песчаный комплекс с маломощными глинистыми пропластками. Песчаные породы серые, светло-серые, рыхлые, мелко-зернистые и разнозернистые с рассеянной галькой и гравием. Глины темно-серые, песчано-алевритовые, слюидистые с включениями обуглившихся растительных остатков.
Тектоника. Тунгорская складка входит в состав Эхабинской антиклинальной зоны, расположенной в районе северо-восточной крайней части острова.
В пределах антиклинальной зоны выделено девять антиклинальных структур, группирующихся в две антиклинальные ветви – Охинскую и Восточно-Эхабинскую.
Тунгорская антиклиналь расположена на нижнем окончании Восточно-Эхабинской зоны и по ряду особенностей строения отличается от других складок. От соседних структур – Восточно-Эхабинской на востоке и Эхабинской, примыкающей с севера она отличается небольшой погруженностью, меньшей контрастностью, отсутствием разрывных нарушений. По плиоценовым отложениям, развитым на поверхности, складка представляет собой брахиантиклиналь меридианального простирания.
По кровле XX горизонта складка простирается в меридиональном направлении, крылья ее почти симметричны. Углы падения пород на западном крыле изменяются в пределах 8-9 градусов, на восточном – более крутом, достигают 12-14. Погружение пород в южном направлении пологое, под углом 3-4, на северной переклинале отмечается флексуообразное сгущение изогипс и более крутое погружение шарнира (угол падения 6 -7).
Нефтеносность. В 1958 году скважинной первооткрывательницей установлена промышленная нефтеносность XX горизонта. В 1961 году открыта нефтяная залежь XX горизонта при испытании скважины № 28. К настоящему времени на месторождении Тунгор доказана продуктивность трех нефтяных горизонтов (XXI, XX и XX) и десяти газовых. В разрезе месторождения Тунгор наблюдается широкий диапазон продуктивности и соблюдение вертикальной зональности в распределении залежей: вверх по разрезу нефтяные залежи сменяются газоконденсатными, далее чисто газовыми. Морфология природных резервуаров месторождения Тунгор вильной формы, соответственно ловушки залежей нефти и газа будут относится к пластовым сводовым и большинство из них частично литологически экранированные.
1.3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пласта
Применение методов поддержания пластовых давлений при разработке залежей нефти (законтурное и внутриконтурное заводнение, закачка в повышенные части пласта газа или воздуха) позволяет наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию и восполнять ее, значительно сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50-70%.
В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетательным в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов.
При применении этих методов не изменяется система расстановки добывающих и нагнетательных скважин и не используется дополнительные источники энергии, вводимые в пласт с поверхности для вытеснения остаточной нефти. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осуществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтяных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.
Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.
Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Циклическое заводнение эффективно на месторождениях где применяется обычное заводнение, особенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше удерживают внедрившуюся в них воду. В неоднородных пластах эффективность циклического заводнения выше, чем обычного заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно выше, чем основной заводненной части пласта. При повышении давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внедрению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свойствами, капиллярные же силы удерживают внедрившуюся в пласт воду при последующем снижении пластового давления.
Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются не охваченными активным процессом вытеснения нефти водой. Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин.
ОТЧЕТ по производственной практике (по профилю специальности) Выполнили студенты гр. ЭКС-122 Баязитов Ильнур Зиганшин Ильнар Идиатуллин Ильназ Шарипов Тимур Руководители практики: Хасанова Ф. А Усманова А. Ю Булатникова И. Л
ПМ. 01. Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ПК 1. 1. Контролировать и соблюдать основные показатели разработки месторождений. ПК 1. 2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин. ПК 1. 3. Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 1. 4. Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин. ПК 1. 5. Принимать меры по охране окружающей среды и недр. 2
ПМ. 02. Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 1. Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования. ПК 2. 2. Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 3. Осуществлять контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации. ПК 2. 4. Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования. ПК 2. 5. Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования. Слайд № 3
ПМ. 03. Организация деятельности коллектива исполнителей. ПК 3. 1. Осуществлять текущее и перспективное планирование и организацию производственных работ на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 3. 2. Обеспечивать профилактику и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях. ПК 3. 3. Контролировать выполнение производственных работ по добыче нефти и газа, сбору и транспорту скважинной продукции. Слайд № 4
История НГДУ Азнакаевскнефть Нефтепромысловое управление «Азнакаевскнефть» , четвертое в составе объединения «Татнефть» организовано приказом Министерства нефтяной промышленности 1 ноября 1956 года на базе второго нефтепромысла управления «Бугульманефть» . Основной задачей управления стала разработка нефтяных месторождений северо-восточной части Ромашкинского месторождения. НГДУ «Азнакаевскнефть» дважды подвергалась крупной реструктуризации. Первый раз - в 1965 году, когда от нее отпочковалось новое нефтедобывающее управление «Актюбанефть» , второй - в 1996 году после объединения с ним же в единое НГДУ. Максимальное количество добытого углеводородного сырья приходится на 1971 год. Тогда два родственных управления выдали на-гора около 18 миллионов тонн нефти. Всего же за 55 -летнюю историю управлением добыто более 469 млн тонн углеводородного сырья. Вклад коллектива в общую добычу 3 миллиардов тонн нефти (2007 г.) составляет более 456 млн тонн. Слайд № 5
Управление «Азнакаевскнефть» объединяет в своем составе: 7 цехов добычи нефти и газа; 2 цеха поддержания пластового давления; цех комплексной подготовки и перекачки нефти; цех подземного ремонта скважин; базу материально-технического снабжения и комплектации оборудованием; спортивно-оздоровительный цех; участок производственного обслуживания. Гордостью НГДУ «Азнакаевскнефть» являются такие социальные объекты предприятия: конно-спортивная школа в поселке Актюбинский и оздоровительные лагеря «Березка» и «Орленок» . Ежегодно здесь отдыхают и поправляют здоровье более тысячи детей и подростков работников компании. Слайд № 6
Начальник НГДУ «Азнакаевскнефть» Родился в г. Альметьевск ТААСР. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина по специальности "технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений" (1986 г.), Академию народного хозяйства при Правительстве РФ по специальности "нефтяной и газовый бизнес" (2001 г.). В 1986 - 1994 гг. - путь от оператора до начальника по добыче нефти и газа в ЦДНГ-1 НГДУ "Альметьевнефть". С 2015 г. - начальник НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть". Кандидат экономических наук. Залятов Марат Марсович 8
Условия труда В НГДУ «Азнакаевскнефть» организация услолвия труда и зон отдыха на высоком уровне. Созданы все условия для комфортной работы и отдыха, операторов. Слайд № 9
Система 5 S Организована система 5 S одно из видов бережливого производства. Система 5 S – система организации и рационализации рабочего места. «сортировка» - чёткое разделение вещей на нужные и ненужные и избавление от последних. «соблюдение порядка» (аккуратность) - организация хранения необходимых вещей, которая позволяет быстро и просто их найти и использовать. «содержание в чистоте» (уборка) - соблюдение рабочего места в чистоте и опрятности. «стандартизация» (поддержание порядка) - необходимое условие для выполнения первых трёх правил. «совершенствование» (формирование привычки) - воспитание привычки точного выполнения установленных правил, процедур и технологических операций. Слайд № 10
Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, создания условий, облегчающих приток пластовой жидкости к эксплуатационной колонне или соответственно вход ее в пласт при работе нагнетательной скважины. При проведении ГРП расширившиеся старые и образовавшиеся новые трещины служат каналами для перетока пластовой жидкости. Слайд № 11
Комплекс оборудования ГРП Наличие необходимого количества техники и комплекта оборудования: -Насосные агрегаты AHA-105 M - 2 -3 шт. -Насосные агрегаты ЦА-320 - 1 шт. -Насосные агрегаты СИН-31 -2 шт. -Манифольдный модуль IS-320 - 1 шт. -Устьевое оборудование -1 компл. -Блок управления и сбора данных 1 шт. -Емкостные системы - 2 -4 шт. -Автоцистерны - 6 шт. -Вакуум насос - 1 шт. - Бульдозер-1 шт. -Песковоз (самосвал) - 1 шт. -Автокран - 1 шт.
Аварии при ГРП Причинами аварии могут служить резкое повышение, либо понижение давления, возможно из за ошибки в расчетах и т. д. Во избежание всех этих аварийных ситуаций, все расчеты не однократно проверяются, обследуются. Также проверяются все узлы, соединения, производится визуальный осмотр. Мастер бригады КРС и руководитель процесса ГРП составляют акт о готовности, проводитсят пробный запуск гения в пласт, после чего получаются более точные сведения о пласте и тем самым оценивают возможность проведения мероприятия. Если все первоначальные расчеты верны. Можно приступить непосредственно и к процессу ГРП. И даже после всех проверок и успешного начала проведения процесса. Никто не может исключить возникновения нежелательных аварийных ситуаций. Ведь вес процесс проводится на глубине нескольких километров и любая ошибка может закончится очень плачевно. Слайд № 13
Глинокислотная композиция ГКК– основа технологии кислотного воздействия на призабойную зону терригенных глинизированных пластов. Технология предполагает последовательную закачку в пласт оторочек ПАКС и ГКК. Слайд № 14
Механизм действия закачиваемых кислотных композиций основан на усилении кислотного воздействия на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием смачиваемости обрабатываемой поверхности и более полным выносом продуктов реакции. ГКК может применяться для глинокислотных обработок на любой стадии освоения и интенсификации притока скважин. Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной. Слайд № 15
Технологическая схема обвязки оборудования при закачке глинокислотных композиций состава КСК 1 - Насосный агрегат, 2 – автоцистерна, 3 – кислотный агрегат, 4 – устье скважины, 5 – желобная емкость, - 6 – обратный клапан Слайд № 16
Борьба с солеотложениями в добывающих скважинах Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы. Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.
Химические методы предупреждения солеотложения, осно ванные на применении химических реагентов ингибиторов, получили в настоящее время наибольшее рас пространение. Они позволяют обеспечить качественную и про должительную защиту оборудования от солеотложения на всем пути движения водонефтяной смеси. Слайд № 18
Комплекс оборудования Блок для дозирования реагентов БР 2, 5 предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов н ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти. Блок БР 2, 5 состоит из рамы саней, теплоизолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса РЗ 4, 5 а, плунжерного дозировочного насоса НД 0, 5 Р 2, 5/400, электрообогревателей, вентилятора, запорно регулирующей арматуры, системы контроля и управления. Слайд № 19
Одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) – это технология, обеспечивающая подачу воды отдельно в каждый пласт (или пачку пластов) под разными давлениями в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта. В настоящее время можно выделить две основные технологические схемы оборудования нагнетательных скважин для внедрения ОРЗ: двухканальные системы закачки воды в два пласта: закачка воды по двум концентрично расположенным колоннам насоснокомпрессорных труб (НКТ) закачка воды по двум эксцентрично расположенным колоннам насоснокомпрессорных труб одноканальные системы закачки воды в два пласта и более по одной колонне насосно. Слайдкомпрессорных труб. № 21
Схема компоновки ОРЗ 2 М-122(140)-73(89)/73 -350 -25 КОМПОНОВКА ДЛЯ ОРЗ для нагнетательных и Предоставление комплекта пьезометрических скважин внутрискважинной многопакерной компоновки при многопластовой с э/к 146, 168, 178 м. разработке. 2 -х пакерная компоновка. Отличительные конструктивные особенности: 1. Компоновка ОРЗ спускается в 1. Отсутствие пакеров с гидравлической посадкой и гидравлических разъединителей, скважину что значительно увеличивает вероятность извлечения оборудования. одним спуском; 2. 2. От осевой нагрузки колонны НКТ 3. Положительный опыт по извлечению данного оборудования - 100% успешность, извлечение сначала после 4 -12 месяцев эксплуатации - 20 операций, результат - компоновки полностью срабатывает пакер механический извлечены). 4. ПИМ, затем пакер ПИМ-ОЗ 5. Использование специально разработанных 3. Разъединитель колонны РМ-73/73 для компоновок ОРЗ пакеров нажимного типа марки ПСН, с возможностью регулировки предназначен для автоматического посадочных нагрузок. Данное требование очень существенно для скважин с большими углами отсоединения колонны труб с набора кривизны (60 градусов и более) и азимутальными отклонениями (S образные верхним скважины). 6. пакером ПИМ-ОЗ от нижнего 7. Применение в качестве опорных пакеров типа пакера ПС, которые хорошо зарекомендовали себя при ГРП и технологических операциях. ПИМ в аварийном случае, Положительные стороны по сравнению с другими российскими пакерами (ПРО-ЯМО, при повышении избыточной ПОМ) и импортными (Омегаматик, Retrievablematic): нагрузки колонны НКТ более 10 тонн. 22 Слайд №
8. НГДУ «Чекмагушнефть»
Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана.
1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке.
Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения нефтяных богатств перспективного района.
Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти.
1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский, Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около 0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3.
Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения.
Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском, Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях.
1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в промышленную экс-плуатацию.
Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны.
1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти. Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) до 3000 в год.
1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год.
В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН.
В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости – 50,2 млн т.
За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения , 803 нагнетательных скважины.
В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости.
В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи , использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти,
В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего НГДУ.
Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки со сбросом сточной воды,
– устьевая арматура скважины;
– способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах;
– бригадные узлы учета нефти;
– установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д.
Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными ингибиторами солеобразования.
Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда.
Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды экономического стимулирования – материального поощрения, развития производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений.
Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями. Комплексные механизированные звенья, начавшиеся с Кушульского
экономического эксперимента, успешно выполняют весь комплекс работ, обеспечивающих нормальный ритм технологического процесса добычи нефти и газа . Так, бригада по добыче нефти и газа мастера Р. М. Галеева обеспечивает бесперебойную работу около 200 скважин и других объектов нефтедобычи. Бригада нефтепромысла № 4 по добыче нефти и газа (мастер Ф. М. Акрамов) обслуживает до 280 скважин
Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И. Ахметзянова достигла самого высокого показателя МРП – 645 суток, а по электро-центробежным насосам – 697 суток.
Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков.
Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф. Хайдаровым, М. С. Туктаровым, Р. Л. Насибуллиным, А. М. Молчановым, средняя продолжительность одного ремонта составляет 1103 б/час при плане 120,3 б/час, Производительное время -98,2%.
В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии каждого работника управления.
Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек (пунктов), из которых.по графику осуществляется отбор и анализ воды и, при необходимости, принимаются меры по определению и ликвидации причин.
вызвавших ухудшение ее качества. Для снижения агрессивной активности попутно-добываемой жидкости и закачиваемой воды на трубопроводы системы сбора и подготовки нефти, поддержания плотового давления (ППД) скважин и их глубинного оборудования со 183 точек осуществляется их дозировка ингибиторами коррозии.
НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом экономятся средства для транспортировки этих вод до установок предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются 13 ТВО, ведутся строително-монтажные работы еще двух водоотделителей.
В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем объеме закачки в 1996 году составляет З%.
Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа . Проводится большая работа по повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры нефтепромыслового оборудования , снижению утечек насосов, своевременному ремонту и производству антикоррозиониых покрытий.
С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью 200 км труб в год.