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.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
Образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Нефтегазопромыслового оборудования»
учебной практики
Студент группы МПз – 02 – 01 А.Я. Исламгулов
Руководитель практики от Р.Р. Сафиуллин
кафедры к.т.н. доцент
Общая характеристика предприятия
Нефтепромысловое производственное управление «Аксаковнефть» образовалось в 1955 году в связи с открытием скважины № 3 Шкаповского нефтяного месторождения пробуренной буровой бригадой мастера И.З. Пояркова 23 ноября (рисунок 1).
Рисунок 1 – Скважина № 3
С самого начала своей деятельности НПУ «Аксаковнефть» относилось к тресту «Башнефть» находящемуся в г. Уфе, который был переформирован в акционерную нефтяную компанию «Башнефть»,
На балансе НГДУ находится 15 месторождений. Извлекаемые остаточные запасы составляют на 1.01.2004 года 22,358 млн.т (без учета прироста запасов 2004г). При текущих объемах добычи нефти обеспеченность запасами 21 год. В настоящее время разведочное бурение ведется на 2 площадях: Афанасьевской и Лисовской.
Месторождения ООО НГДУ «Аксаковнефть» указаны на рисунке 2.
С начала разработки добыто 229937 т т нефти. План по добычи нефти 2004 г выполняется на 100,2 %, сверх плана добыто 2 тыс. тонн нефти.
Рисунок 2 – Обзорная карта месторождений
Введено в эксплуатацию 21 новых скважин, при планируемых 20. Добыто нефти из новых скважин 31768 т при плане 27000 т.дебит новых скважин 9,5 т/сут при плане 7,8 т/сут.
Введено в эксплуатацию 6 новых нагнетательных скважин при планируемых 6.
Из бездействия введена в эксплуатацию 26 скважин при плане 26.
Период обустройства скважин при нормативе 17 суток составил 7,7 суток.
Собрано 39754 тыс.м3 попутного газа, в том числе сверх плана 422 тыс м3. Уровень использования ресурсов попутного нефтяного газа 96,3% при плане 95,1%.
Основное внимание уделяется внедрению новой техники и прогрессивных технологий, повышению нефтеотдачи пластов и эффективности геолого-технических мероприятий (рисунок 3).
За счет новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов добыто 348 т. За истекший период года проведен большой объем работ по выполнению геолого-технических мероприятий. Так при плане 467 выполнено 467 мероприятий. Эффективность составляет 113,8 тыс.т.
Удельная эффективность при плане 243,3 т/мер. составит 243,7 т/мер.
Рисунок 3 – Технология увеличения приемистости нагнетательной скважины по технологии с использованием колтюбинговой установки.
Одним из этапов реорганизации АНК «Башнефть» стало присоединение в июле прошлого года коллектива Шкаповского газоперерабатывающего производства к ООО НГДУ «Аксаковнефть». За 2004 г переработано 39 млн 208 тыс куб попутного нефтяного газа при плане 34 млн 712 тыс м 3 , перевыполнение составило 4496 тыс.м 3 или +13% к плану.
ООО НГДУ «Аксаковнефть» - предприятие с высокоразвитой техникой и технологией нефтедобычи и региональной инфраструктурой расположено в юго-западной части Республики Башкортостан по адресу п. Приютово, ул. Вокзальная 13. Это современное высокоразвитое предприятие – подразделение объединения «Башнефть» с передовой техникой и технологией добычи и подготовки нефти.
Основной целью является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах производимых им. Основными видами деятельности являются:
Добыча нефти и газа и их подготовка;
Обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин:
Ремонт и строительство автодорог;
Оказание платных услуг населению;
Производство товаров народного потребления;
Устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения;
Транспортные услуги, услуги специальной техники;
Производство и реализация пара и воды;
Подготовка и повышение квалификации кадров;
Проведение единой с Компанией экономической, ценовой, технической и экологической политики;
Общество осуществляет свою деятельность на основе действующего законодательства Российской Федерации и республики Башкортостан, Устава, решений органов управления Общества и заключенных договоров.
Уставной капитал Компании, его движение отражается на балансе Управления ОАО АНК «Башнефть».
В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.
Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.
Введение
2.Анализ структуры фонда скважин.
3.Геологическая характеристика месторождения.
4.Геолого-технологическая модель месторождения.
5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.
6.Технологические показатели вариантов разработки.
7.Запасы нефти и растворенного газа.
8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.
9.Технологический режим работы для добывающих скважин.
10.Добыча нефти электропогружными установками.
11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.
Файлы: 1 файл
фЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«тюменский государственный нефтегазовый университет»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»
по первой производственной практике
с « » 20 г. по « » 200 г.
на предприятии
Студента
группы НР-09-1 специальности
«Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений»,
специализация: «Разработка нефтяных месторождений»
От предприятия
(должность) Ф. И. О.
Оценка защиты:
г. Когалым, 2012 г.
Введение
1.Общие сведения о месторождении.
2.Анализ структуры фонда скважин.
3.Геологическая характеристика месторождения.
4.Геолого-технологическая модель месторождения.
5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.
6.Технологические показатели вариантов разработки.
7.Запасы нефти и растворенного газа.
8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.
9.Технологический режим работы для добывающих скважин.
10.Добыча нефти электропогружными установками.
11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.
ВВЕДЕНИЕ
В административном отношении Западно-Чигоринское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Месторождение расположено на территории трех лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз»:
- Чигоринский ЛУ (лицензия ХМН № 00684, выдана 03.12.1997, срок окончания
действия лицензии 31.12.2040), - Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00560, выдана 29.09.1993, срок окончания
действия лицензии 31.12.2055), - Западно-Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00812, выдана 04.06.1998, срок
окончания действия лицензии 31.12.2055),
Расстояние до ближайшего населенного пункта - пос. Нижнесортымский - 60 км. Расстояние до г. Сургут - 263 км.
Месторождение открыто в 1998 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 2003 году на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки», составленной ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ТКР ХМАО № 259 от 06.12.2001).
В связи с более высокими темпами освоения месторождения в первые два года эксплуатации (2003-2004 гг.) фактические объемы добычи нефти превышали проектные уровни. В целях корректировки технологических показателей разработки в 2005 году ТО «СургутНИПИнефть» составлен «Анализ разработки Западно-Чигоринского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 630 от 27.04.2005).
Данный проектный документ «Технологическая схема разработки Западно-Чигоринского месторождения» составлен в 2006 году в соответствии с решением ТО ЦКР Роснедра по ХМАО (протокол № 630 от 27.04.2005).
За период опытно-промышленной разработки Западно-Чигоринского месторождения:
Уточнено
геологическое строение
и фильтрационно-емкостные
свойства
основного эксплуатационного объекта
АС и,
- подсчитаны и утверждены в ГКЗ Роснедра запасы нефти (протокол №1280 от
03.11.2006), - оценена эффективность реализуемой системы разработки.
В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.
Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Административно-географическое положение. Западно-Чигоринское месторождение выделено на территории трех лицензионных участков: Ай-Пимского ЛУ(северовосточная часть месторождения), Западно-Ай-Пимского ЛУ (центральная часть) и Чиго-ринского ЛУ (юго-восточная часть, рис. 1.1).
В административном отношении месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайший населенный пункт - п. Нижнесортымский, расположен в 60 км к северо-востоку от месторождения. Центр Сургутского района - г. Сургут, расположен в 263 км к юго-востоку от месторождения. В физико-географическом отношении приурочено к Сургутской болотной провинции Западно-Сибирской физико-географической страны. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ "Нижнесортымск-нефть".
Климат, континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4°С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8°С, с абсолютным максимумом +34°С. В целом климат района типичен для зоны тайги.
Гидрография. Месторождение расположено в междуречье рек Ниматума, Юмаяха, Тотымаяун. По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. Основной фазой водного режима является половодье, на которое, в отдельные годы, приходится до 90% годового стока. Оно начинается в третьей декаде апреля и заканчивается в июне. Значительные пространства заболочены (60.1%). Заозеренность территории района работ составляет 17.2%. Наряду с мелкими озерами на территории месторождения расположены и крупные: Вочикилор, Вонтыръя-винлор, Евынгъеханлор, Нум-Вочкоультунглор, Вочкоультунглор, Отинепатылор.
Почвы. На автоморфных поверхностях доминируют иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. Среди болотных типов почв выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. В поймах рек преобладают пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.
Растительность. Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) территория месторождения расположена в северной подзоне тайги.
В ландшафтной структуре территории преобладают болота различного типа (60.1% площади), в основном, грядово-мочажинные и озерково-грядово-мочажинные, а также плоскобугристые болота. Сосновые и сосново-березовые леса приурочены к придолинным участкам (лесистость - 17.3%). В поймах и долинах рек преобладают сосново-березовые и кедрово-сосновые леса (около 5.4%).
Животный мир. Согласно зоогеографическому районированию Тюменской области (Гашев, 2000) Западно-Чигоринское месторождение расположено в пределах Сургутской зоогеографической провинции. Животный мир представлен фауной озерно-болотных биотопов (ондатра, заяц-беляк, водоплавающие: нырковые и речные утки), в лесных биотопах встречаются представители боровой дичи (тетерев, глухарь, рябчик), а также белка, бурундук.
Землепользование и особо охраняемые территории. На территории Западно-Чигоринского месторождения имеются территории с особым статусом природопользования - водоохранные зоны, кедровые насаждения, родовые угодья (рис. 1.1).
Водоохранные зоны выделены вдоль рек и вокруг озер шириной от 100 до 500 м, занимают 5132 га (около 45% площади месторождения). Отдельными массивами вдоль русел рек встречаются кедровые насаждения - 172 га (1.5%).
Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от 30.11.1994 г. и Решением районной комиссии в Сытоминской сельской администрации Сургутского района на территории месторождения выделено родовое угодье №12С, на котором осуществляют хозяйственную деятельность 4 семьи (12 человек) из числа коренным малочиснн-ных народов Севера - ханты (семьи Лозямова К.Я., Лозямова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозя-мовой Л.И.). Между ОАО «Сургутнефтегаз» и главами родовых угодий заключены экономические соглашения, предусматривающие комплекс социально-экономических мероприятий.
Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах определена Постановлением правительства РФ №1404 от 23.11.1996 «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах», РД 5753490-028-2002 «Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа»; кедровых насаждениях - Лесным кодексом Российской Федерации № 22-ФЗ от 29.01.1997; родовых угодьях - Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от ЗОЛ 1.1994 г.
Производственная инфраструктура. Западно-Чигоринское нефтяное месторождение находится в зоне деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора и подготовки нефти, дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.
На момент выполнения работы на месторождении построены: 11 кустовых площадок; система нефтегазосбора протяженностью 26.1 км:
- одна дожимная насосная станция проектной мощностью 10.0 тыс.м /сут., с уста
новкой предварительного сброса пластовой воды, производительностью 10.0 тыс.м 3 /сут.
Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 12%; - нефтепровод внешнего транспорта нефти с Западно-Чигоринского месторождения
до точки врезки в нефтепровод с Биттемского месторождения, протяженностью 15.0 км;
кустовая насосная станция, производительностью 7.2 тыс. м 3 /сут. Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 44%;
В районе КНС пробурены
четыре водозаборные скважины на сеноманский
гори
зонт, оборудованные высоконапорными
погружными насосными установками, посредст
вом которых осуществляется
закачка воды;
Система высоконапорных
водоводов протяженностью 18.55 км;
трансформаторная подстанция ПС 35/6;
- высоковольтная линия ВЛ-35кВ от ПС110 Биттемского месторождения до Запад
но-Чигоринского месторождения, протяженностью 15.8 км; - автомобильная дорога с асфальтобетонным покрытием от ДНС Западно-
Чигоринского месторождения до врезки в коридор с Биттемского месторождения» про
тяженностью 13.5 км.;
Подъезды к кустам протяженностью 26.15 км.
Система сбора газа на месторождении не развита. На расположенном в пределах 20 км Биттемском месторождении построена газотурбинная электростанция. Коэффициент утилизации газа на 01.01.2006 г. составил 2.76 %.
Ближайшим пунктом
подготовки нефти является Алехинский
ЦПС, расположенный в 95.8 км от месторождения.
Сдача нефти в систему «Транснефти» осуществляется
на НПС «Западный Сургут».
Электроснабжение осуществляется от системы Тюменьэнерго. Головным источником электроснабжения Западно-Чигоринского месторождения является ПС 35/6 кВ «Бит-темская» (2x25 MB А).
Электроснабжение площадочных объектов Западно-Чигоринского месторождения осуществляется от ПС 35/6 кВ (2x6,3 MB А) № 252, расположенной в районе технологической площадки ДНС.
При разработке месторождения снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты.
Ближайший поселок Нижне-Сортымский обеспечен квалифицированными трудовыми ресурсами. При НГДУ «Нижнесортымскнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.
2.АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН.
По состоянию на 1.01.2006 на балансе предприятия числится скважин - 147, в том числе добывающих - 109, нагнетательных - 33, контрольных - 1, водозаборных - 4. Характеристика фонда скважин приведена в табл. 2.1
На объекте АС12 фонд добывающих и нагнетательных скважин - 129, в том числе добывающих - 96, нагнетательных - 33 (из них в отработке на нефть - 12).
На пластах АС11 и ЮСо числятся 13 ликвидированных разведочных скважин.
В графических приложениях приведены карты текущего состояния разработки объекта АС12. По объекту в целом производительность скважин указанная на карте соответствует отчетности НГДУ, на картах каждого из пластов приведена расчетная производительность, полученная в результате модельных расчетов.
Состояние фонда удовлетворительное. В бездействующем фонде добывающих скважин находится 2 скважины (2% фонда скважин).
В декабре 2005 года действует 100 добывающих скважин со средним дебитом нефти 13.9 т/сут, средняя величина забойного давления 12.8 МПа. Действующих нагнетательных скважин - 21. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 152 м 3 /сут, при среднем устьевом давлении - 14.9 МПа.
Диапазон дебитов нефти (от 0.1 до 63.1 т/сут) для начальной стадии разработки очень большой. Для выявления основных причин не одинаковой производительности скважин проведен многофакторный анализ геолого-промысловой информации, наиболее информативные зависимости показаны на рис. 4.3.1. Из приведенных данных следует:
Студента группы 10-1 3В
Факультета нефти и газа специальности 130503.65
По первой учебной практике, проходившей в НГДУ «Альметьевнефть» , НГДУ «Ямашнефть» , полигон НГДУ «Елховнефть».
Место прохождения практики г.Альметьевск.
Начало практики 2.04.2012 окончание практики 20.04.2012
Руководитель практики
от кафедры РиЭНГМ Надыршин Р. Ф.
Альметьевск, 2012 г.
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….….. 3
ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА.......... ....4
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ….…11
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ…………………….. 13
Фонтанная эксплуатация скважин.…..……………………………….…13
Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами……….. 16
Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами………………………………………………………………………….. 21
Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………………………………………………...…... 30
Подземный и капитальный ремонт скважин……………………....... 32
Методы воздействия на прискважинную часть пласта…………. ..34
4. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ………….…….…40
5. ОРГАНИЗАЦИЯ ППД НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ………….…45
6. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТРУБОПРОВОДОВ….…………….….. 48
7. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИН……………………….…..… 50
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………….….. 52
Введение
Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Елховнефть». Основные задачи практики являлись:
Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.
В ходе учебной практики мы посетили, ознакомились с обустройством ГЗНУ-6, ДНС-1, а также с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были «ГЗНУ, ДНС-61, КНС-121 НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора НГДУ «Елховнефть», по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.
