МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений
ОТЧЕТ
О ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ
Группа ГРз-07-02
Студент Батталов Рустам Тагирович
Руководитель от предприятия
гл. инженер «Schlumberger» Малеев В.В.
Руководитель от УГНТУ Гильмутдинов Б.Р.
УФА 2011г.
Определения, обозначения и сокращения
УБР-----управление буровыми работамиБК-----бурильная колоннаППД-----поддержание пластового давленияСПО-----спускоподъемные операциискв.-----скважинаЭК-----эксплуатационная колоннаГЗУ-----групповая замерная установкаРс-----давление скважиныРпл НКТ----- -----давление пласт насосно-компрессорная трубаЭЦН ПЭД КРС ДНС ППД ГРП ПСС----- ----- ----- ----- ----- ----- -----электроцентробежный насос погружной электродвигатель капитальный ремонт скважин дожимная насосная станция поддержание пластового давления гидроразрыв пласта плотность сетки скважин
ВВЕДЕНИЕ
В процессе прохождения практики основной задачей является ознакомление с процессами строительства нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
В период практики ознакомился с основными технологическими процессами, применяемым при этом оборудованием, имею четкое представление о назначении и работе этого оборудования.
В отчете об учебно-ознакомительной практике рассмотрены такие темы как: организационная структура УБР, техника и технология бурения нефтяных скважин, конструкция скважин, способы эксплуатации скважин, применяемых в НГДУ, состояние разработки месторождения, подземный и капитальный ремонт скважин, промысловый сбор и подготовка нефти и газа и т.д.
1. Организационная структура УБР
Под организационной структурой управления понимается совокупность органов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия. Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличие определенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектов управления. Во главе НГДУ находится начальник (рекомендуемый вышестоящей организацией) он руководит всей деятельностью предприятия единоначально, через своих заместителей.
Главный инженер - первый заместитель начальника, осуществляет производственно-техническое руководство коллективом, наравне с начальником несет полную ответственность за работу предприятия. Занимается внедрением достижений науки, техники и организационно-технических мероприятий, ремонтом основных фондов, организацией работы по экономическим и материально-техническим ресурсов, работ по рационализации и изобретательству, руководит разработкой перспективных и текущих планов материально-технического развития предприятия.
Главный геолог - второй заместитель. Руководит разработкой всей геолого-технической документации; выполняет все геологические работы и исследования. Решает геологические вопросы.
Главный экономист - заместитель по экономике, который координирует и контролирует деятельность всех экономических служб и отделов, обеспечивает методическое руководство в области экономики, планирования, финансирования и организации производственно - хозяйственной деятельности предприятия.
Заместитель начальника по общехозяйственным вопросам руководит материально-техническим снабжением, складским хозяйством, административно-хозяйственной работой, жилищно-бытовым хозяйством, транспортными и прочими работами.
Планово-экономический отдел разрабатывает текущие и перспективные планы деятельности коллективов, контролирует выполнение плановых заданий, организует производственно-хозяйственную деятельность предприятия, организует хозяйственный расчет, участвует в разработке мероприятий по повышению эффективности работы предприятия.
Отдел организации труда и заработной платы. Разрабатывает вопросы организации труда и заработной платы, обобщает и внедряет методы передовых технологий, участвует в организации социальных соревнований, возглавляет работу по пересмотру норм выработки и расценок.
Бухгалтерия ведет бухгалтерский учет хозяйственной деятельности предприятии, контролирует расходование материальных ценностей и денежных средств, составляет бухгалтерские отчеты и балансы, проводит расчеты с рабочими и служащими.
Финансовый отдел составляет финансовый план предприятия, организует расчеты с поставщиками и покупателями, разрабатывает мероприятия по укреплению финансовой дисциплины и ускорению оборота средств.
Геологический отдел разрабатывает документацию на геолого-разведочные работы, осуществляет повседневный контроль за проведением и результатами геологических исследований, участвует в разработке рациональных комплексов и методик геологических исследований.
Производственно-технический отдел руководит производственными мероприятиями по совершенствованию процесса производства и улучшению использования оборудования, анализирует выполнение установленных режимов и технических норм работы оборудования, координирует производственную деятельность всех подразделений предприятия, контролирует соблюдение графиков работ, определяет методы рационализации, оформляет необходимый технический документ, участвует в разработке организационно-технических мероприятий, контролирует технический учет работы оборудования, следит за работой диспетчерской службы предприятия.
Отдел главного механика руководит работами по монтажу по демонтажу, обслуживанию и ремонту всей техники предприятия. Контроль за правильной эксплуатацией оборудования, распределением вновь поступившего, модернизацией устаревшего оборудования, внедрением прогресса, уход за оборудованием и совершенство способов его ремонта. Возглавляет главный механик.
Отдел материально-технического снабжения организует снабжение предприятия всеми необходимыми материальными ресурсами, заключает договоры на материально-технического снабжение и реализует их.
Отдел главного энергетика осуществляет эксплуатацию, ремонт и модернизацию электроэнергетического оборудования, обеспечивает объекты предприятия всеми видами энергии, разрабатывает мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов и контролирует их выполнение.
Отдел охраны труда и техники безопасности контролирует соблюдение правил охраны труда, техники безопасности, промышленной санитарии; разрабатывает мероприятия по улучшению условий труда, предупреждению несчастных случаев, травматизма и заболеваний, организует проверку знаний по технике безопасности.
Каждое предприятие само формирует организационную структуру управления, которая утверждается директором предприятия.[11]
2. Техника и технология бурения нефтяных скважин
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (Рис.2.1).
Рис.2.1 Схемы скважин
Начало скважины называется устьем 1, боковая цилиндрическая поверхность - стенкой 2 или стволом, дно - забоем 4. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (рис. 1 в), а по проекции оси 4 на вертикаль - ее глубину (рис. 1 а, в).
По пространственному положению ствола различают вертикальные (рис. 1 а, б) и наклонные (рис. 1 в)скважины.
Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы -керн 5, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения. Диаметр скважины, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм , а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров. [2]
Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.
В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:
Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата.
Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.
Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.
Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.
Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.
Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами ( вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать ) пласты , содержащие различные флюиды.
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.
Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками» . При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.
В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок .
Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом . Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.
Таким образом, в результате бурения ствола , его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
2.1 Способы бурения скважин
Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков).
Однако промышленное применение находят только способы механического бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. [2]
2.1.1 Ударное бурение скважин
Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение.
Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.
Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой
снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.
По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой ( во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).
Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.
В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.
Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим рассаживанием (приподъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.
После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.
При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.
Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.
2.1.1 Вращательное бурение скважин
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее. [5]
Существует две разновидности вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями. При роторном бурении мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5. Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем - невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка.
нефть газ скважина бурение
Рис. 2.2 Схема вращательного бурения скважин
При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя , который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).
Для этого буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг(рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.
В настоящее время применяют три вида забойных двигателей - турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).
При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора , двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.
При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу , которая непосредственно передается долоту.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку , поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают) путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.
Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.
При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.
Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными операциями (СПО) для смены изношенного долота.
Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м ) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб ( с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.
К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов .
Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения , относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья.
При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).
После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания , освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.
Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.
На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.
Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую , трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей , линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа , земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую - максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.
3. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин
Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин. [3] Элементы конструкции приведены на рис. 3.1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4…8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за проектной прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).
Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 3.1. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;
) поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан , который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся под поршнем, выносится на поверхность. Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.
На устье скважин (рис.3.2.) монтируются колонная головка и фонтанная арматура, состоящая в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки. Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом. [4]
Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны .
В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения : направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы , которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.
Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования. и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.
Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений , возникающих при бурении в системе «скважина- пласт».
Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину- произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, ,пожаров, взрывов.
При повышении давления в скважине до некоторой величины называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.
Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.
Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.
4. Состояние разработки месторождения
4.1 Общие сведения месторождении
Приобское нефтяное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ.
Территория работ удалена на восток от г. Ханты-Мансийска на 65 км, на запад от г. Нефтеюганск на 180 км, на юго-запад от п. Горноправдинск на
км, на юго-запад от г. Тобольск на 325 км.
Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 4.1).
Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 метров. Ближайшими соседями Приобского месторождения являются Салымское месторождение, Приразломное месторождение.
В геологическом отношении равнина молодая, аллювиальная с широко развитыми довольно значительной толщины четвертичными отложениями.
Реки Обь и Иртыш - основные водные артерии не только на площади работ, но и Западной Сибири в целом. Они судоходны весь навигационный период, длящийся с конца мая по октябрь. Остальные реки за исключением Большой Салым не судоходны. Плавание судов по ним возможно только в период высоких паводков.
Рис. 4.1 Карта прилегающих территорий
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и держится до конца апреля, а в лесных массивах до начала июня. Толщина снежного покрова до 0.7 м, в пониженных участках до 1.5 - 2 м. Глубина промерзания почвы 1 - 1.5 м. Период ледостава начинается в конце октября, а вскрываются реки в середине мая.
Изучаемая территория находится в зоне разобщенного залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мерзлые грунты наблюдаются на водоразделах под торфяниками. Толщина их зависит от уровня грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 00С.
Мерзлыми чаще всего являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.
Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями - ханты, манси в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.
Разведочное бурение на Приобском месторождении проводилось силами Правдинской и Назымской нефтегазоразведочных экспедиций. База Правдинской НГРЭ находится в поселке Горноправдинское, расположенном на правом берегу р. Иртыш в 75 км к юго-западу от площади работ. База Назымской НГРЭ находится в г. Ханты-Мансийске.
В 1995 году через северную часть площади работ прошла автодорога г.Нефтеюганск - г. Ханты-Мансийск с бетонным покрытием, и значительный поток грузов для промышленного освоения месторождения стал перевозиться по ней. Непосредственно на Южно-Приобской дороги с искусственным покрытием отсутствуют. [10]
4.2 Основные этапы проектирования разработки месторождения
1.Выделены три участка опытно-промышленной эксплуатации, различающиеся геолого-физическими характеристиками: участок 1 - в районе скважины 477Р, участок 2 - в районе скважины 473Р, участок 3 - в районе скважины 427Р. Выделен один объект разработки (пласты АС10 + АС11 + АС12) с раздельной закачкой воды по пластам. [11]
2.Рекомендовано применение площадной обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между соседними скважинами и плотностью сетки скважин (ПСС) по участкам:
·участок 1 - 600 м (ПСС 31.2 га/скв)
·участок 2 - 500 м (ПСС 21.6 га/скв)
·участок 3 - 400 м (ПСС 13.9 га/скв)
и с возможным переходом на избирательное заводнение.
.Суммарный фонд по трем участкам составляет 157 скважин: 99 добывающих (в т. ч. одна разведочная), 51 нагнетательная, 1 контрольная, 6 водозаборных.
4.Рекомендовано осуществление раздельной закачки в пласты АС10 и АС12 с помощью оборудования ОРЗ при дифференцированном давлении нагнетания 18 МПа (пласт АС10) и 20 МПа (пласт АС12).
.Рекомендовано закачивать сеноманскую воду со степенью очистки от мехпримесей до 5 мг/л.
Рекомендовано изучить добывные возможности остальной площади ЮЛТ путем подключения всех разведочных скважин.
Проектные показатели разработки были скорректированы в соответствии с предложенными мероприятиями. Основные положения:
1.Выделены 4 зоны разработки, условно названные по цвету:
- «зеленая» зона hн > 15 м (благоприятная для освоения);
«синяя» зона hн = 10-15 м (перспективная);
«красная» зона hн = 5-10 м (неблагоприятная);
«белая» зона hн = 0-5 м (невовлекаемые запасы).
До 2015 года в разработку вводится только часть запасов нефти площади ЮЛТ. Расчетные запасы включают запасы категории С1 «зеленой» зоны и часть запасов «синей» зоны (исключая водоохранные зоны).
2.Объем геологических запасов нефти расчетной зоны оценен в 412,2 млн.т, или 34% от общих геологических запасов ЮЛТ, извлекаемых - 94,1 млн.т, или 43% от НИЗ территории при КИН 0,227. Все запасы - промышленной категории С1.
3.По участкам «зеленой» зоны намечено применение трехрядной системы с поперечным разрезанием. Плотность сетки скважин - 21,7 га/скв. при расстоянии между скважинами 500 м. Вторым этапом на основных участках «зеленой» зоны осуществляется переход на однорядную систему разработки.
.Для участков ОПР и «синей» зоны рекомендована площадная семиточечная система с плотностью сетки скважин в пределах 13,9 - 31,2 га/скв. при расстоянии между скважинами 400-600 м.
.Общий фонд - 1346 скважин, из них добывающих - 975, нагнетательных - 157.
.Предусмотрено проведение ГРП в 100% добывающих и 50% нагнетательных скважин. [11]
5. Способы эксплуатации нефтяных скважин, применяемых в НГДУ
Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:
) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; 2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; 3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. [6]
Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно - компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину (рис.5.1.).
Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы. Нефть поступает в них через башмак. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец соединяется с фонтанной арматурой. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб (рис.5.2.).
При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную, по затрубному пространству между которой и трубой в скважину под давление подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной.
При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами, столб смеси в подъемной трубе удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины. [6] В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис.5.3.).
В нижней части насоса установлен всасывающий клапан. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном, подвешивается на насосной штанге. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма головка балансира передает возвратно-поступательное движение штанге и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем через систему передач. При ходе плунжера вверх верхний клапан 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 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.
Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие глубины эксплуатации (до 2 км).
Схема установки в скважине погружного электоцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис.5.4. Она включает центробежный многоступенчатый насос, погружной электродвигатель, подъемные трубы, обратный клапан, устьевую арматуру. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю. Вращая вал насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя. Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3…5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800…1000 м в корпусе насоса монтируют 150…200 ступеней. Недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м/сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.
На Приобском месторождении эксплуатируются импортными УЭЦН всего 494 (производители - SPI (Submersible Pump, Inc), REDA Pump Company, Centrilift (дочерняя компания Baker Hughes) и отечественного производства (Новомет, Борец) - 200 установок. [10]
Практически все установки укомплектованы газосепараторами - диспергаторами. Все установки REDA оборудована погружными блоками телеметрии Phoenix, установки Centilift - блоками MTII или (аналогами). Более половины отечественных установок оборудованы погружными блоками ЭЛЕКТОН-ТМСП-3.
Для увеличения интенсивности охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД) за счет увеличения скорости охлаждающей жидкости вдоль двигателя применяются кожухи ПЭД: диаметром 146 мм, для эксплуатационной колонны 178 мм и диаметром 138 мм для эксплуатационной колонны 168 мм. Для защиты скважин от выноса механических примесей и проппанта применяются скважинные фильтры (производитель ЗАО ПО Стронг). Используются станции управления с частотным регулированием и плавным пуском: Электон-05, Электон-07; Борец-04М/400; NORTHSTAR-380-400, SPEEDSTAR TITAN 390 KVA, FIXSTAR-600-135 (REDA); VTX-4С, VTX-5С (Centrilift). [10]
6. Подземный и капитальный ремонт скважин
Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.
Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта. [2]
Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.
Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.
Коэффициент эксплуатации скважин - отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.
Текущий ремонт делает предприятие по добыче нефти и газа. Организация вахтовая - 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.
Капитальный ремонт выполняют конторы капитального ремонта, входящие в НГДУ.
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на:
текущий
капитальный
Текущий ремонт скважин подразделяют на:
планово-предупредительный (или профилактический)
восстановительный
Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. [2]
Капитальный ремонт скважин
Капитальным ремонтом скважин
Наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах.
Подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рис. 3) предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.
Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш1-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.
7. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа
Разработка Приобского месторождения осуществляется двумя цехами добычи №1 и 4, при этом вся добываемая продукция со скважин поступает на установку предварительной подготовки нефти Приобского месторождения. Количество скважин и кустовых площадок, по состоянию на 01.01.2009 года представлено в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Количество скважин и кустовых площадок по цехам добычи
ЦехДНСКол-во скважинКол-во, АГЗУЦДНГ-1ДНС-1, ДНС-2 ДНС-3, ДНС-563274ЦДНГ-4ДНС-1487Итого по Приобскому месторождению568081
7.1 Нефтесборные сети
Поступающая со скважин газонасыщенная продукция под устьевым давлением по индивидуальным нефтесборным коллекторам проходит через АГЗУ и транспортируется далее по нефтесборным трубопроводам до пунктов первой ступени сепарации нефти. [11]
Нефтесборные сети Приобского месторождения представляют собой разветвленную систему трубопроводов, построенных из труб диаметром 114-325мм, толщиной стенки не менее 8 мм. Строительство трубопроводной системы начато в 2001 году.
В процессе эксплуатации система подвергалась постоянной модернизации вследствие коррозионного износа трубопровода или для обеспечения выполнения программ по геолого-технологическим мероприятиям. Общая протяженность трубопроводной системы нефтесборной сети превышает 150 км, из них порядка 80 км эксплуатируются более 5 лет. Проводимые мероприятия по интенсификации добычи нефти создали условия для интенсивного выпадения солей на нефтепромысловом оборудовании. Наряду с ростом обводненности это способствовало ускорению протекания углекислотной коррозии углеродистой стали в условиях образования осадков минеральных солей на коррозирующей.
7.2 Подготовка нефти
Добываемая продукция по нефтесборным коллекторам поступает на площадки ДНС для прохождения первичной сепарации. С целью обеспечения рационального энергопользования и исключения непроизводительных затрат существующие дожимные насосные станции ДНС-2 Приобского оснащена установкой предварительного сброса воды (УПСВ). На установках предварительной подготовки производится цикл технологических операция по сепарированию попутно-добываемого газа и отделение воды.
Окончательная промысловая подготовка нефти осуществляется на установке подготовки нефти УПН Приобского месторождения. Подготовленная товарная нефть откачивается в товарные резервуары. [11]
7.3 Система сбора и утилизации попутного нефтяного газа
Фактический уровень утилизации попутного нефтяного газа за 2008 год по Приобскому месторождению составил 7,4%.
Прогноз утилизации газа в 2009году составит 11,2 % за счет введения в эксплуатацию в ноябре 2008 года Газопоршневой электростанции ГПЭС, котельной на ДНС-3.
·В 2010 году прогноз утилизации составит 10,9%
·В 2011 году прогноз утилизации составит 16,9%
·В 2012 году прогноз утилизации составит 95%.
Достижение данных уровней утилизации планируется за счет проведения следующих мероприятий:
·- 2009г. - ГТЭС 48 МВт с отводом газопровода Ду-530мм высокого давления СОГ.
·- 2010-2011гг. - Система газосбора с объектов подготовки нефти (ДНС,УПН) Южной части Приобского месторождения.
·- 2011г. - Южно-Приобский ГПЗ, (в рамках совместного предприятия с ОАО «СибурТюменьГаз»).
·- 2011-2012гг. - Компрессорные станции низких ступеней сепарации нефти на объектах подготовки нефти ДНС, УПН Приобского месторождения. [11]
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В период практики ознакомился с основными технологическими процессами, применяемым при этом оборудованием, имею четкое представление о назначении и работе этого оборудования.
В отчете об учебно-ознакомительной практике рассмотрены такие темы как: организационная структура УБР, техника и технология бурения нефтяных скважин, конструкция скважин, способы эксплуатации скважин, применяемых в НГДУ, состояние разработки месторождения, подземный и капитальный ремонт скважин, промысловый сбор и подготовка нефти и газа и т.д.
Список использованных источников
1.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.:Недра,1985. - 306 с.
.Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979. - 303 с.
.Элишевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 256 с.
4.Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М.: Недра, 1979.
.Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.-М.: Недра, 1983.
.Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учеб. пособие для ВУЗов.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - 132 с.
.Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела.- М.: Недра, 1980.-287 с.
.Бобрицкий И.В. Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности.-М.: Недра, 1988.-200с.
.Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/ Ш.К Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра, 1988.-302с.
.Проект пробной эксплуатации южной части Приобского месторождения АНК «Югранефть»
.«Технологическая схема опытно-промышленной разработки южной части Приобского месторождения» (протокол № 2191 от 13.11.1997г.)