Звіт щодо родовища нафти та газу. Загальна характеристика та організаційна структура ооо нгду «аксаковнафта»: звіт навчальної практики. Експлуатація нафтових та нагнітальних свердловин

Опис роботи

Основою економічного потенціалу Охінського району є паливно-енергетичний комплекс. Його базове підприємство - нафтогазовидобувне управління "Оханафтогаз", що входить до структури ВАТ "НК "Роснефть" - Сахалінморнафтогаз".
Історія підприємства НГВУ «Оханафтогаз» розпочалася з розробки родовища Оха у 1923 році. З 1923 по 1928 Охінське родовище розробляє Японія за концесійним договором. З 1928 по 1944 роки розвідку та розробку родовища здійснювали спільно трест «Сахаліннефть» (утворений у 1927 році) та японський концесіонер

Вступ. Загальні відомості про підприємство
2
1.
Теоретична частина
3

1.1. Структура підприємства
3

4

1.3. Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пласта
6

1.4. Системи заводнення та умови їх застосування
9

1.5. Дослідження нагнітальних свердловин
13

1.6. Підземний ремонт нагнітальних свердловин, види та причини ремонту
14
2.
Охорона праці під час заводнення пластів
15
3.
Охорона навколишнього середовища при використанні для ППД стічних вод
16

Висновок. Як визначити ефективність застосування методів ППД
18

Список використаної літератури
19

Файли: 1 файл

Федеральне агентство з освіти та науки РФ

Розробка та експлуатація нафтових та газових родовищ

(найменування спеціальності)

(прізвище, ім'я, по батькові студента)

Заочне відділення курс шостий.

шифр 130503 .

з кваліфікаційної (стажування) практики

на ______________________________ _____________________________

(найменування підприємства)

Керівник практики від філії

Керівник практики від підприємства

____________________ ___________________________

(Посада) (підпис) (в.о.ф.)

Рішення комісії від «______» ____________________2010р.

визнати, що звіт

виконано та захищено з оцінкою «_____________________________ »

Члени комісії

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(Посада) (підпис) (в.о.ф.)

Вступ

Загальні відомості про підприємство.

Основою економічного потенціалу Охінського району є паливно-енергетичний комплекс. Його базове підприємство - нафтогазовидобувне управління "Оханафтогаз", що входить до структури ВАТ "НК "Роснефть" - Сахалінморнафтогаз".

Історія підприємства НГВУ «Оханафтогаз» розпочалася з розробки родовища Оха у 1923 році. З 1923 по 1928 Охінське родовище розробляє Японія за концесійним договором. З 1928 по 1944 роки розвідку та розробку родовища здійснювали спільно трест «Сахаліннефть» (утворений у 1927 році) та японський концесіонер.

У 1944 році договір з Японією був розірваний, і з цього періоду розробку Охінського родовища продовжує об'єднання «Сахаліннефть», причому Охінський нафтопромисл входить у різні роки до складу різних підрозділів:

1944-1955 роки - Охінський нафтопромисел (у розробці родовища Центральна Оха);

1955-1958 роки – Охінський укрупнений нафтопромисел, що входить до складу Нафтопромислового управління «Ехабінефть» (у розробці родовища Центральна Оха, Північна Оха, Некрасівка, Південна Оха, Колендо – до 1965 року);

1968-1971 роки - Нафтопромислове управління «Оханефть» (у розробці родовища Центральна Оха, Південна Оха, Некрасівка);

1971-1979 роки - НГВУ «Колендонафта» (у розробці родовища Центральна Оха, Північна Оха, Південна Оха);

1979-1981 роки - Базове підприємство Виробничого об'єднання «Саханафтогазвидобування», що входить до складу Всесоюзного промислового об'єднання «Сахалінморнафтогаз» (у розробці родовища Центральна Оха, Північна Оха, Південна Оха);

1981-1988 роки – НГВУ «Севенефтегаз» (у створенні самі родовища). НГВУ «Оханафтогаз» веде свою роботу на 17 нафтових та газових родовищах, розташованих в Охінському районі.

У 1988 року ВО «Оханефтегаздобыча» і ВПО «Сахалинморнефтегаз» перетворюється на ВО «Сахалинморнефтегаз», а НГВУ «Севернефтегаз» - в НГДУ «Оханефтегаз», у складі якого знову входить родовище Колендо. На старих нафтових родовищах, які розташовані на суші, розпочато впровадження технології гідророзривів пласта, що дає змогу збільшувати дебіти свердловин.

1. Теоретична частина

Загальні відомості про родовище. Родовище Тунгор відкрито 1958 року у 28 км на південь від м.Охи. В орографічному відношенні антиклінальна складка розташована на межах двох морфологічних зон: східної, піднесеної, вираженої у вигляді меридіанальної гряди Східно-Сахалінського хребта, і західної, представленої більш пологими та зниженими формами рельєфу. Максимальні абсолютні позначки у східній частині сягають 120 метрів. Зведення складки відповідає знижена зона рельєфу з абсолютними відмітками, що не перевищують 30-40 м.

Гідрографічна мережа району розвинена слабо. Слід зазначити наявність двох місцевих водозбірних басейнів – озера Тунгор та Одопту, що мають тектонічну природу. Ряд дрібних струмків і річок протікає площею. Долини їх заболочені, витрата води нерівномірна. Безпосередньо поблизу родовища розташоване селище Тунгор, яке пов'язане з містом Оха дорогою довжиною 28 км.

Клімат району холодний, зима тривала, сніговий покрив лягає у листопаді та зберігається до травня. Тайфуни взимку приносять хуртовини, влітку – рясні дощі. Вітер досягає 30м/сек. Літо коротке, дощове. Середньорічна температура – ​​2,5.

Стратиграфія. Розріз відкладень Тунгорського родовища представлений теригенними піщано-глинистими породами неогенового віку. Розкритий найбільш глибокими свердловинами комплекс утворень розділений (знизу-вгору) на дагінську, окобикайську та нутовську почти.

Дагінський почет. Максимальна відкрита потужність у свердловині № 25 – 1040м. Кордон між дагінською та окобикайською свитацією проводиться по покрівлі XXI-го горизонту. Дагінські відкладення поділені на горизонти XXI – XXVI.

Складені вони переважно пісками та пісковиками світло-сірими, сірими, різнозернистими, алевритоглинистими породами.

Аргіліти темно-сірі, до чорних, тріщинуваті, оскольчасті, зверху - піщано-алевристі, слюдисті, містять рослини, що обвуглилися, залишки. Породи характеризуються підвищеним вмістом кремнезиму.

Окобикайська оточення. Кордон між відкладами Нутовської та Окобикайської світ умовно проведено на підошві 3-го пласта. Потужність почту досягає 1400м. Уламкові породи представлені пісками, глинами та їх проміжними та зцементованими різницями. Верхня половина розрізу почту характеризується стійкістю осадконакопичення, що виникає при аналізі потужностей. Повсюдна переривчастість пластів III – XII, різкі літолого-фаціальні заміщення ускладнюють локальну кореляцію розрізу окремих свердловин, визначають умовність контакту нутівських і окобикайських відкладень, що проводиться.

Піски та пісковики сірі, світло-сірі, дрібнозернисті, глинисто-алевритові з галькою та гравієм. Алеврити та алевроліти світло-і темно-сірі, глинисто-піщані. Глини та аргіліти темно-сірі, піщані, алевритисті та тріщинуваті. Глиністо-піщаний комплекс нижньо-окобікайської товщі включає основні нафтові і газові поклади.

Нутівська почет. Повсюдно розподілена площею, у склепіння складки оголюються средненутовские породи. Загальна потужність перевищує 1000м. Якщо в нижній частині розрізу можна простежити окремі піщані пласти (III, II, I, М), то вище розкривається суцільний піщаний комплекс із малопотужними глинистими пропластками. Піщані породи сірі, світло-сірі, пухкі, дрібно-зернисті та різнозернисті з розсіяною галькою та гравієм. Глини темно-сірі, піщано-алевритові, слюїдисті з включеннями рослин, що обуглилися, залишків.

Тектоніка. Тунгорська складка входить до складу Ехабінської антиклінальної зони, розташованої в районі північно-східної крайньої частини острова.

У межах антиклінальної зони виділено дев'ять антиклінальних структур, що групуються у дві антиклінальні гілки – Охінську та Східно-Ехабінську.

Тунгорськая антикліналь розташована на нижньому закінченні Східно-Ехабінської зони і по ряду особливостей будови відрізняється від інших складок. Від сусідніх структур – Східно-Ехабінської на сході та Ехабінської, що примикає з півночі, вона відрізняється невеликою зануреністю, меншою контрастністю, відсутністю розривних порушень. За пліоценовими відкладами, розвиненими на поверхні, складка являє собою брахіантикліналь меридіанального простягання.

По покрівлі XX горизонту складка тягнеться у меридіональному напрямку, крила її майже симетричні. Кути падіння порід на західному крилі змінюються в межах 8-9 градусів, на східному - крутішому, досягають 12-14. Занурення порід у південному напрямку пологе, під кутом 3-4, на північній переклиналі відзначається флексоподібне згущення ізогіпсу і крутіше занурення шарніра (кут падіння 6 -7).

Нафтоносність. 1958 року свердловинною першовідкривачкою встановлено промислову нафтоносність XX горизонту. У 1961 році відкрито нафтовий поклад XX горизонту при випробуванні свердловини № 28. На даний час на родовищі Тунгор доведено продуктивність трьох нафтових горизонтів (XXI, XX і XX) та десяти газових. У розрізі родовища Тунгор спостерігається широкий діапазон продуктивності та дотримання вертикальної зональності у розподілі покладів: вгору по розрізу нафтові поклади змінюються газоконденсатними, далі чисто газовими. Морфологія природних резервуарів родовища Тунгор вільної форми, відповідно пастки покладів нафти і газу будуть відноситись до пластових склепінь і більшість із них частково літологічно екрановані.

1.3. Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пласта

Застосування методів підтримки пластових тисків при розробці покладів нафти (законтурне і внутрішньоконтурне заводнення, закачування в підвищені частини пласта газу або повітря) дозволяє найбільш раціонально використовувати природну пластову енергію і заповнювати її, значно скорочувати терміни розробки покладів за рахунок більш інтенсивних темпів відбору. Проте баланс залишкових запасів на родовищах, що у завершальній стадії розробки, залишається дуже високим, становлячи окремих випадках 50-70%.

В даний час відомо і впроваджується велика кількість методів підвищення нафтовіддачі пластів. Вони розрізняються за методом впливу на продуктивні пласти, характеру взаємодії між нагнітальним в пласт робочим агентом і рідиною, що насичує пласт, видом вводиться в пласт енергії. Усі методи підвищення нафтовіддачі можна розділити на гідродинамічні, фізико-хімічні та теплові.

Гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів.

При застосуванні цих методів не змінюється система розміщення добувних та нагнітальних свердловин і не використовується додаткові джерела енергії, що вводяться в пласт з поверхні для витіснення залишкової нафти. Гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі функціонують усередині здійснюваної системи розробки, частіше при заводнінні нафтових пластів, і спрямовані на подальшу інтенсифікацію природних процесів нафтовидобування. До гідродинамічних методів відносять циклічне заводнення, метод змінних фільтраційних потоків та форсований відбір рідини.

Циклічне заводнення. Метод заснований на періодичній зміні режиму роботи покладу шляхом припинення та відновлення закачування води та відбору, за рахунок чого повніше використовуються капілярні та гідродинамічні сили.

Це сприяє впровадженню води в зони пласта, які раніше не охоплені впливом. Циклічне заводнення ефективно на родовищах де застосовується звичайне заводнення, особливо в гідрофільних колекторах, які капілярно краще утримують воду, що в них впровадилася. У неоднорідних пластах ефективність циклічного заводнення вища, ніж звичайного заводнення. Це зумовлено тим, що в умовах заводнення неоднорідного пласта залишкова нафтонасиченість ділянок пласта з гіршими колекторськими властивостями значно вища, ніж основна заводна частина пласта. При підвищенні тиску пружні сили пласта і рідини сприяють впровадженню води в ділянки пласта з гіршими колекторськими властивостями, капілярні ж сили утримують воду, що впровадилася в пласт, при подальшому зниженні пластового тиску.

Метод зміни напряму фільтраційних потоків. У процесі проведення заводнення нафтових пластів, особливо неоднорідних, за традиційними схемами у яких поступово формуються поле тисків і характер фільтраційних потоків, у яких окремі ділянки пласта виявляються не охопленими активним процесом витіснення нафти водою. Для залучення у розробку застійних, не охоплених заводненням зон пласта необхідно змінити загальну гидродинамическую обстановку у ньому, що досягається перерозподілом відборів і закачування води свердловин. В результаті зміни відборів (закачування) змінюються спрямованість і величини градієнтів тиску, за рахунок чого на ділянки, раніше не охоплені заводненням, впливають вищі градієнти тиску, і нафта з них витісняється в заводну проточну частину пластів, чим і досягається збільшення нафтовіддачі. При реалізації методу поряд зі зміною відбору та закачування практикується періодична зупинка окремих свердловин або груп свердловин, що видобувають і нагнітальних.

Міністерство освіти і науки РФ та РТ

Альметіївський державний нафтовий інститут

Кафедра «Розробка та експлуатація

нафтових та газових родовищ»

Звіт

Студента АбунагімоваРустама Рінатовичагрупи 68-15 ВТ

Факультет нафти та газу спеціальності 13503.65

За навчальною практикою, що проходила у ВАТ «Башнафта»

НГВУ «Жовтневськнафта»

(підприємство, НГВУ)

Місце проходження практики ВАТ «Башнафта»

НГВУ «Жовтневськнафта»

Керівник практики

від кафедри РіЕНГМ Чекмаєва Р.Р.

(Посада, П.І.Б.)

Альметьевськ

ВСТУП 3

1 Виробнича та організаційна структура НГДУ. 4

2. Геолого-фізична характеристика об'єктів. 8

3. Буріння свердловин. 13

4. Розробка нафтових родовищ. 15

5. Система ППД. 19

6. Експлуатація нафтових та нагнітальних свердловин. 22

7. Дослідження свердловин. 25

8. Методи збільшення продуктивності свердловин. 26

9. Поточний та капітальний ремонт свердловин. 30

10.Збір та підготовка нафти, газу та води. 33

11.Техніка безпеки, охорона праці та навколишнього середовища. 36

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 39

ВСТУП

Ця практика була пройдена мною в НДВУ "Жовтневенафта". У ході практики я ознайомився зі способами видобутку нафти, методами збільшення нафтовіддачі пласта, системою підтримки пластового тиску, а також системою збирання свердловиною продукції в умовах даного НГВУ.

НГВУ "Жовтневськнафта" - нафтогазовидобувне підприємство. Основу діяльності НГВУ становить видобуток нафти, газу, бітумів, прісних та мінеральних вод, їх транспортування різними видами транспорту, в окремих випадках переробка та реалізація.

НГВУ «Жовтневенафта» є великим підрозділом ВАТ «Башнафта». Через високий рівень розвіданості (понад 82%) території Башкортостану компанія продовжує виконання геологорозвідувальних робіт як на території Республіки, так і в інших регіонах. У 2009 році виконано річний план проходки в пошуковому бурінні понад 10 тис.м., закінчено будівництвом 10 свердловин, у 6 свердловинах отримано промислові притоки нафти (ефективність 60%), відкрито 2 нових нафтових родовища, приріст вилучений запасів промислових категорій склав млн.т. Компанія проводить сейсморозвідувальні роботи, глибоке пошукове буріння, геохімічні дослідження та тематичні роботи в галузі геологорозвідувальних робіт. Видобуток нафти буде збільшуватися за рахунок родовищ, що розробляються компанією, таких як Арланське, Сергіївське, Югомашівське та інших родовищ. Зростання видобутку нафти передбачається за рахунок збільшення обсягу геолого-технічних заходів: буріння нових свердловин, оптимізації відборів рідини, переведення свердловин на інші об'єкти, виконання гідророзриву пластів, створення нових вогнищ заводнення, скорочення недіючого фонду свердловин та розширення застосування зарекомендованих високоефективних методів збільшення нафтовіддачі.

НГВУ "Октябрьскнефть" - це близько двох десятків цехів та підрозділів основного та допоміжного виробництва та сфери соціального обслуговування. Управління має: свій навчально-курсовий комбінат, Будинок техніки, підсобне тепличне господарство, базу відпочинку, стоматологічний та фельдшерський пункти, тощо.

Останнім часом нафтовики багато опікуються питаннями екології: відновлюються засолені джерела, очищаються річки, рекультивуються замазучені землі.

На практиці часто виїжджали на обходи свердловин, в ході яких я освоїв дії оператора з видобутку нафти і газу безпосередньо в робочих умовах. Чимало важливим аспектом під час проходження практики стало закріплення раніше вивчених теоретичних знань практично.

1 Виробнича та організаційна структура НГДУ

НГВУ «Октябрьскнефть» знаходиться в нар. п. Серафимівському Туймазинського району, республіки Башкортостан. Продукція, що випускається, по основній діяльності підприємства, являє собою товарну нафту.

На кшталт структури управління НГДУ «Октябрьскнефть» належить до лінійно функціональної структурі управління, що має незначні недоліки і, загалом, є оптимальною при цьому підприємства. На 2009 рік чисельність цього підприємства становила близько 1750 осіб.

НГДУ «Жовтневенафта» є складною системою структур і підрозділів, що забезпечують безперебійний видобуток нафти. Схема структури НГВУ «Октябрьскнефть» представлена ​​малюнку 1.

Керівництвом займається начальник НГВУ, якому підпорядковуються всі служби, відділи та цехи. Він керує всією діяльністю підприємства на основі одноосібності. Права та обов'язки кожного відділу заступника начальника, а також працівників апарату відокремлюються спеціальними положеннями.

Перший заступник начальника головний інженер, він здійснює виробничо-технічне керівництво колективом, нарівні з директором несе повну відповідальність за ефективність роботи підприємства.

У віданні головного інженера перебувають:

1) Виробничо-технічний відділ (ПТО), головним завданням якого є визначення раціональної техніки та технології видобутку нафти та газу, впровадження нової техніки та передової технології.

2) Служба головного механіка (СДМ) здійснює керівництво механоремонтною службою НГВУ.

3) Служба головного енергетика (СГЗ) займається організацією надійної та безпечної експлуатації та теплоенергетичних установок, впровадженням нових, більш надійних, економічних електроприводів та схем електропостачання.

4) Відділ промислової безпеки та охорони праці (ОПБ та ТБ) головне завдання якого є організація робіт зі створення безпечних умов праці.

Геологічний відділ підпорядковується головному геологу. Відділ займається детальним вивченням родовища, здійснює облік руху запасів нафти та газу, дорозвідку окремих площ, впровадження технологічних схем та проектів розробки, пошук шляхів інтенсифікації розробки.

Рисунок 1 Організаційна структура НДВУ «Жовтневенафта»

Планово-економічний відділ (ПЕО) підпорядковується головному економісту НГДУ. Головним завданням відділу є організація управління, аналіз роботи підприємства, виявлення шляхів підвищення ефективності виробництва. Відділ праці та заробітної плати (ВІД та ЗП) займається вдосконаленням організації праці та управлінням виробництвом, впровадженням прогресивних форм та систем зарплати, матеріального стимулювання з метою подальшого зростання продуктивності праці.

Служба матеріально-технічного забезпечення та комплектації обладнанням (СМТО та КО) підпорядковується заступнику начальника НГДУ із загальних питань. Головне завдання забезпечення підрозділів НГВУ всіма видами матеріалів та ресурсів.

Заступником начальника з економічних питань виступає головний економіст, який координує та контролює діяльність усіх економічних служб та відділів.

Відділ автоматизованої системи керування (ОАСУ), призначений для автоматизованого керування. Він взаємодіє із системами управління підприємства, що обслуговуються кущовими обчислювальними, та інформаційно-обчислювальними центрами (КВЦ та КІВЦ).

Виробництво в НГДУ підрозділяється на основне та допоміжне. До основного виробництва належать цехи, які безпосередньо беруть участь у виробництві основної продукції.

До них відносяться ЦДНГ 1, 2, 3, 4; ЦППД; ЦППН. Ці цехи виконують такі функції: просування нафти та газу до забою шляхом використання пластової енергії; підйом нафти на денну поверхню, збирання, контроль, вимірювання обсягу продукції комплексна підготовка нафти з метою надання їй товарної якості.

До структури допоміжного виробництва відносять підрозділи підприємства, які забезпечують безперебійну роботу цехів основного виробництва. До діяльності допоміжного виробництва відносять: ремонт обладнання, свердловин, пристроїв та механізмів; забезпечення виробничих об'єктів електроенергією, водою та іншими необхідними матеріалами; надання інформаційних послуг цехам основного виробництва. Всі ці завдання виконують цехи, що входять до структури НГВУ: ЦАПП; ЦАЗ; ЦНІПР; ЦПКРЗ; ПРЦЕО; транспортний цех.

ЦППН цех підготовки та перекачування нафти прийом від Нафтопромислу видобутої трифазної рідини (нафта, газ, вода), підготовка (поділ на фази), облік нафти та води, здавання нафти нафтопровідному управлінню, а пластової води в цех ППД, для використання в системі підтримки пластового тиску.

Цех підтримки пластового тиску (ППД) закачування води у продуктивні пласти.

Цех підземного та капітального ремонту свердловин (ділянка ПРС) проведення поточного ремонту свердловин, виконання геолого-технічних заходів щодо впливу на привибійну зону пласта.

Ділянка капітального ремонту свердловин (ЦКРС) - проведення капітального ремонту свердловин, виконання геолого-технічних заходів, вкладених у інтенсифікацію видобутку нафти, збільшення нафтовіддачі пластів, збільшення прийомистості нагнітальних свердловин.

Прокатно-ремонтний цех електрообладнання та електропостачання (ПРЦЕ та Е)- забезпечення електропостачання об'єктів НГДУ, виконання планово запобіжних ремонтів та профілактичних випробувань електрообладнання, апаратури та електричних мереж.

Цех автоматизації виробництва та паропостачання (ЦАПП) - забезпечує технічною водою та тепловою енергією (паром) підрозділів НГВУ та сторонніх споживачів.

Будівельно-монтажний цех (СМЦ) - облаштування розвідувальних, експлуатаційних та свердловин, що вводяться з консервації та бездіяльності, капітальний ремонт об'єктів нафтовидобутку та об'єктів соцкультпобуту, обслуговування та планово запобіжний ремонт контрольно-вимірювальних приладів, засобів автоматики та телемеханізації на об'єктах НГДУ.

Цех нафтопромислових досліджень та виробничих робіт (ЦНІПР) - виконання гідродинамічних досліджень свердловин і пластів, обстеження водойм прісної води, визначення забрудненості повітря в зоні діяльності НГВУ, лабораторні дослідження рідини, що добувається, визначення якості підготовленої та стічної води на УППН, аналіз фізико-хімічних властивостей .

Цех антикорозійних покриттів та капітального ремонту трубопроводів та споруд (ЦАП та КРТС). Функції цеху: внутрішнє очищення резервуарів, капітальний ремонт резервуарів та теплообмінників, антикорозійне покриття резервуарів та ємностей, демонтаж обладнання та споруд, прокладання трубопроводів на ГПМТ (гнучких полімерно-металевих труб), контроль за станом зварних швів, та замір товщини стінок трубопроводів, резерву та ємностей (дефектоскопія), ремонт насосно-компресорних труб доставка їх бригадам ПРС та ВРХ.

Цех гнучких полімерно-металевих труб (ЦГПМТ) - виробництво гнучких полімерно-металевих труб для систем збирання нафти та підтримки пластового тиску, для транспортування високо обводненої нафти та високо агресивних стічних вод, випуск товарів народного споживання.

Розглянута структура НГВУ «Жовтневскнафта» дозволяє підприємству вирішувати всі завдання поставлені перед ним, ефективно використовувати матеріальні та трудові ресурси, отже, доцільно розпоряджатися своїми виробничими можливостями.

2 Геолого-фізична характеристика об'єктів

Серафимівське нафтове родовище розташоване у північно-західній частині Башкортостану, на території Туймазинського району. Безпосередньо на північний захід від нього знаходиться велике Туймазинське родовище нафти, а на південь Троїцьке та Стахановське.

У межах родовища знаходяться р.п. Серафимовський, який був заснований 31 грудня 1952 р. У ньому проживає переважна більшість робітників, які ведуть облаштування та експлуатацію даного родовища. Територією родовища проходять асфальтовані та шосейні дороги, що з'єднують нафтопромислові об'єкти з містами Жовтневим та Белебеєм, із залізничними станціями Туймази, Уруссу, Кандри.

Розробку родовища здійснює ТОВ "НГДУ Октябрьскнефть", розташоване в р.п. Серафимівський, а буріння свердловин виробляє "БурКан". Продукція нафтових свердловин після первинної підготовки з нафтозбірного парку через станцію Субханкулово, що перекачується, відкачується нафтопроводом на нафтопереробні заводи м. Уфи. Попутний газ споживає Туймазинський газопереробний завод, частково використовується на місцеві потреби і газопроводом транспортується в м. Уфу. Водопостачання здійснюється від центрального водоводу, що живить водою з підруслових свердловин р. Усень.

Клімат району континентальний. Він характеризується морозною зимою з температурою до 45 0 С. у січні місяці та досить спекотним літом з температурою до + 35 0 С у липні місяці. Середньорічна температура +30С. Середньорічна кількість опадів становить близько 500 мм. Опади припадають в основному на осінню та зимову пору року.

З корисних копалин крім нафти є вапняки, глини, піски. Дані матеріали використовуються місцевим населенням для будівельних та господарських потреб. Крім того, глина особливої ​​якості використовується для приготування глинистого розчину буріння свердловин.

В орографічному відношенні район родовища є горбом плато. Найбільш низькі позначки приурочені до долин річок, становлять близько 100м, найвищі абсолютні позначки на вододілах досягають + 350м. як правило, південні схили вододілів круті і утворюють мисоподібні висоти, добре оголені, а північні схили пологі, задерновані і частіше вкриті лісом.

Гідрографічна мережа району добре розвинена, але великих річок немає. Основною водною артерією району є нар. Ік. Притоками її на південь від родовища. є річки Кідаш та Уязи Тамак. У межах родовища тече нар. Бішинди, що є лівим припливом нар. Осінь, що протікає за межами родовища. На півдні родовища спостерігаються виходи ґрунтових вод у вигляді джерел.

У геологічній будові Серафимівського родовища беруть участь докембрійські, бавлінські, девонські, кам'яно вугільні, пермські, четвертинні, рифейські та вендські відкладення.

Серафимівське родовище багатопластове. Основним продуктивним горизонтом є піщаний пласт Д I пашийського горизонту. Промислово нафтоносні піщані пласти: С- VI 1 , С- VI 2 , бобриківського горизонту, карбонна пачка кизелівського горизонту турнейського ярусу, карбонатні пачки фаменського ярусу, піщаний пласт D 3 кинівського горизонту, піщаний пласт Д II муллінського горизонту, піщані пласти Д III та Д IV старооскальського горизонту.

Середня глибина залягання бобриківського горизонту 1250 м, турнейського ярусу 1320м, фаменського ярусу 1560м, пласта Д I -1690м, пласта Д II - 1700м, пласт Д III - 1715 м, пласт Д IV – 1730 м.

У тектонічному відношенні серафимівські брахи антиклінальна структура розташована в південно-східній частині Альметьєвської вершини Татарського склепіння і разом з Балтаївською структурою складає Серафимовсько Балтаєвський вал. Загальна довжина валу досягає 100 км, а ширина від 26 км на заході та до 17 км на сході. У центральній та північно-східних частинах Серафимівського Балтаївського валу розташовується Серафимівське підняття, оконтурене в південно-західній частині стратоізогіпсою мінус 1560м, а в північно-східній мінус 1570м. Розміри підняття становить 12Х4 км, і тягнеться з південного заходу на північний схід.

Слід зазначити, що склепіння структур у карбоні та пермі на Леонідівському та Серафимівському підняттях збігаються з його становищем у девонських відкладах.

За геофізичними даними, товща представлена ​​в основному трьома типами порід: аргілітами, алевролітами та пісковиками.

Основними на родовищі є девонські відкладення. Найбільш поширеним за площею та за потужністю є пласт Д I . Його потужність досягає 19,6 м. Він представлений кварцовим та дрібнозернистим пісковиком.

Горизонт Д II відноситься до пісковиків мулінівського горизонту. Він представлений прошарками алевролітів і аргілітів, але переважно переважає дрібнозернистий, кварцовий піщаник. Його потужність складає від 19 – 33 метри.

Пласти горизонту Д III представлений погано відсортованими дрібнозернистими, кварцовими пісковиками. Їхня потужність дуже мала і становить від 1-3 метра. Поклади цього горизонту структурно літологічні, дрібні за своїми розмірами.

Пласти горизонту Д IV - представлений дрібнозернистим, у деяких місцях гравійним, кварцовим пісковиком. Їхня потужність становить 8 метрів, а в деяких місцях 8 12 метрів. Вони встановлено 10 покладів структурного типу.

Загальна товщина колекторів пачки Д становить 28-35 м, а нафтонасичена товщина пластів становить 25,4 м.

Основні характеристики горизонтів наведено у таблиці1.

Таблиця 1 Основні характеристики горизонтів

Пластова нафта турнейським ярусом набагато відрізняється від нафт девонських покладів. Тиск насичення нафти газом дорівнює 2,66 МПа. У девонських покладах ця величина дорівнює 9 9,75 МПа, що майже в три рази вище, ніж у турнейському ярусі. Щільність нафти у пластових умовах дорівнює 886 кг/м.3. Докладніше властивості нафти наведені у таблицях 2 та 3.

Таблиця 2 Фізичні властивості нафти

Таблиця 3 Хімічний склад нафти

Властивості пластової води наведено у таблиці 4.

Таблиця 4 Властивості пластової води

Склад газу наведено у таблиці 5.

Таблиця 5 Властивості газу

3 Буріння свердловин.

Нафтове чи газове родовище розбурюється за проектом розробки чи розвідки. Геологічний відділ контори буріння свердловин, керуючись проектом відбивають біля топографом точки, які будуть свердловинами даного родовища.

Щоб технологічно грамотно здійснювати процес буріння, необхідно знати основні фізико-механічні властивості гірських порід, що впливають на процес буріння (пружні та пластичні властивості, міцність, твердість та абразивну здатність). Це досягається шляхом буріння розвідувальних свердловин, з яких одержують розріз гірських порід (керн). Зразки керна та шламу надходять до геологічного відділу, який проводить їх повне обстеження.

Технологія буріння свердловин це комплекс операцій, що послідовно виконуються, спрямованих на досягнення певної мети. Зрозуміло, що здійснити будь-яку технологічну операцію можна лише із застосуванням необхідного обладнання. Розглянемо послідовність виконання операцій під час будівництва свердловини. Під будівництвом свердловини розуміють весь цикл спорудження свердловини від початку підготовчих операцій до демонтажу устаткування.

Підготовчі роботи включають планування площі, встановлення фундаментів під бурову вишку та інше обладнання, прокладання технологічних комунікацій, електричних і телефонних ліній. Обсяг підготовчих робіт визначається рельєфом, кліматичною та географічною зоною, екологічною обстановкою.

Монтаж розміщення на підготовчому майданчику обладнання бурової установки та його обв'язування. В даний час у нафтовій промисловості широко практикується блоковий монтаж будівництва великими блоками, зібраними на заводах та доставленими до місця монтажу. Це спрощує та прискорює монтаж. Монтаж кожного вузла закінчується випробуванням їх у робочому режимі.

Буріння свердловини поступове заглиблення в товщу земної поверхні до нафтового шару зі зміцненням свердловин. Буріння свердловини починається із закладки шурфу глибиною 2..4 м, у який опускають долото, пригвинчене до квадрата, підвішеного на талевій системі вежі. Буріння починають, повідомляючи обертальний рух квадрату, отже, і долоту з допомогою ротора. У міру заглиблення в породу долото разом з квадратом опускається за допомогою лебідки. Вибурена порода виноситься рідиною для промивання, що подається насосом до долоту через вертлюг і порожнистий квадрат.

Після того, як відбудеться поглиблення свердловини на довжину квадрата, його піднімають зі свердловини і між ним і долотом встановлюють бурильну трубу.

У процесі поглиблення можливе руйнування свердловин, тому їх необхідно через певні інтервали зміцнювати (обсаджувати). Це роблять за допомогою спеціально спускаються обсадних труб, а конструкція свердловини набуває східчастого вигляду. Угорі буріння ведеться долотом великого діаметра, потім менше і т.д.

Кількість щаблів визначається глибиною свердловини та характеристикою порід. Під конструкцією свердловини розуміють систему обсадних труб різного діаметра, що спускаються в свердловину на глибину. Для різних районів конструкції нафтових свердловин різні та визначаються такими вимогами:

- протидія силам гірничого тиску, які прагнуть зруйнувати свердловину;

- Збереження заданого діаметра стовбура на всій його протяжності;

- ізоляція свердловини горизонтів, що зустрічаються в розрізі, що містять різнорідні за хімічним складом агенти і виключення їх змішування;

- можливість спуску та експлуатації різного обладнання;

- можливість тривалого контакту з хімічно агресивними середовищами та протидія високим тискам та температурам.

На родовищах споруджуються газові, нагнітальні, п'єзометричні свердловини, конструкції яких аналогічні нафтовій.

Окремі елементи конструкції свердловини мають таке призначення:

1 Напрямок запобігає розмиву верхніх пухких порід буровим розчином при забурюванні свердловини.

2 Кондуктор забезпечує ізоляцію водоносних горизонтів, які використовуються для питного; водопостачання.

3 Проміжна колона спускається для ізоляції зон поглинання перекриття продуктивних горизонтів з аномальними тисками.

4 Експлуатаційна колона забезпечує ізоляцію всіх пластів, що зустрічаються в розрізі родовища, спуск обладнання та експлуатацію свердловини.

Залежно від кількості обсадних колон конструкція свердловини може бути одноколонною, двоколонною і т.д.

Вибій свердловини, її фільтр, є основним елементом колони, оскільки безпосередньо забезпечує зв'язок з нафтовим пластом, дренування пластової рідини в заданих межах, вплив на пласт з метою інтенсифікації та регулювання його роботи.

Конструкції вибоїв визначаються характеристикою породи. Так у механічно стійких породах (пісковиках) може виконуватися відкритий забій. Він забезпечує повний зв'язок із пластом і приймається за зразок, а показник ефективності зв'язку коефіцієнт гідродинамічної досконалості, що приймається за одиницю. Недоліком такої конструкції є неможливість вибіркового розтину окремих пропластків, якщо вони є, тому відкриті вибої отримали обмежене застосування.

Відомі конструкції вибоїв з окремо спускаються, заздалегідь виготовленими фільтрами повністю розкритий не обсаджений пласт. Кільцеве місце між низом обсадної колони і верхньою частиною фільтра герметизується. Отвори у фільтрі виконуються круглими або щілинними ширина 0,8...1,5 мм, довжина 50...80 мм. Іноді спускаються фільтри у вигляді двох труб, порожнина між якими заповнена відсортованим гравієм. Такі фільтри можна змінювати у міру їх забруднення.

Найбільше застосування отримали фільтри, утворені в нафтовий пласт, що перекрила, і зацементованій експлуатаційній колоні. Вони спрощують технологію розтину, дозволяють надійно ізолювати окремі пропластки та впливати на них, але ці фільтри мають ряд недоліків.

4 Розробка нафтових родовищ .

Під розробкою нафтового родовища розуміється здійснення процесу переміщення рідини (нафти, води) та газу в пластах до експлуатаційних свердловин. Управління процесом руху рідини та газу досягається розміщенням на родовищі нафтових, нагнітальних та контрольних свердловин, кількістю та порядком введення їх в експлуатацію, режимом роботи свердловин та балансом пластової енергії. Прийнята конкретної покладу система розробки визначає техніко економічні показники - дебіту нафти, зміна його у часі, коефіцієнт нафтовіддачі, капітальні вкладення, собівартість тощо. буд. Перед розбурюванням поклади проводять проектування системи розробки. У проекті розробки на підставі даних розвідки та пробної експлуатації встановлюють умови, за яких буде протікати експлуатація покладу, тобто її геологічну будову, колекторські властивості порід (пористість, проникність, ступінь неоднорідності), фізичні властивості рідини та газів, що насичують пласт (в'язкість) , щільність, розчинність газів), насиченість порід нафти водою і газом, пластові тиску, температура і т. д. Базуючись на цих даних, за допомогою гідродинамічних розрахунків встановлюють технічні показники експлуатації покладу для різних варіантів системи розробки та виробляють економічну оцінку варіантів системи. У результаті техніко економічного порівняння обирають оптимальну систему розробки.

Вилучення нафти з свердловин проводиться або рахунок природного фонтанування під впливом пластової енергії, або шляхом використання однієї з кількох механізованих методів підйому рідини. Зазвичай у початковій стадії розробки родовищ переважає фонтанний видобуток, а з ослаблення фонтанування свердловину переводять на механізований спосіб видобутку. До механізованих способів відносяться: газліфтний та глибиннонасосний (за допомогою штангових, занурювальних електровідцентрових та гвинтових насосів).

Розробка нафтових родовищ - область науки, що інтенсивно розвивається. Подальший її розвиток буде пов'язаний із застосуванням нових технологій вилучення нафти з надр, нових методів розпізнавання характеру протікання внутрішньопластових процесів, управлінням розробкою родовищ, використанням досконалих методів планування розвідки та розробки родовищ з урахуванням даних суміжних галузей народного господарства, застосуванням автоматизованих систем управління процесами з надр, розвитком методів детального обліку будови пластів і характеру процесів, що протікають в них, на основі детермінованих моделей.

Розробка нафтових родовищ пов'язана з істотним втручанням людини в природу і тому вимагає безумовного дотримання встановлених норм з охорони надр та навколишнього середовища.

Буріння свердловини закінчується розтином нафтового пласта, тобто. повідомленням нафтового пласта зі свердловиною. Цей етап є дуже відповідальним з таких причин. Нафтогазова суміш у пласті знаходиться під великим тиском, величина якого може бути наперед невідомою. При тиску, що перевищує тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину, може відбутися викид рідини зі стовбура свердловини і виникне відкрите фонтанування; потрапляння промивної рідини (у більшості випадків це глинистий розчин) в нафтовий пласт забиває його канали, погіршуючи приплив нафти.

Уникнути фонтанних викидів можна, передбачивши установку на гирлі спеціальних пристроїв, що перекривають стовбур свердловини превенторів, або, застосувавши рідину для промивання високої щільності.

Запобігання проникненню розчину в нафтовий пласт домагаються шляхом введення в розчин різних компонентів, за властивостями близькими до пластової рідини, наприклад, емульсій на нафтовій основі.

Оскільки після розкриття нафтового пласта бурінням у свердловину спускають обсадну колону і цементують її, тим самим перекриваючи і нафтовий пласт, виникає необхідність повторного розкриття пласта. Цього досягають за допомогою простріл колони в інтервалі пласта спеціальними перфораторами, що мають заряди на пороховій основі. Вони спускаються у свердловину на кабель канаті геофізичною службою.

В даний час освоєно і застосовують кілька методів перфорації свердловин.

Кульова перфорація свердловин полягає. у спуску в свердловину на кабель канаті спеціальних пристроїв перфораторів, корпус яких вбудовані порохові заряди з кулями. Отримуючи електричний імпульс із поверхні, заряди вибухають, повідомляючи кулям високу швидкість і більшу пробивну силу. Вона викликає руйнування металу колони та цементного кільця. Кількість отворів у колоні та їхнє розташування по товщині пласта заздалегідь розраховується, тому іноді спускають гірлянду перфораторів. Тиск палаючих газів у стовбурі каморі може досягати 0.6...0.8 тис. МПа, що забезпечує отримання перфораційних отворів діаметром до 20 мм і довжиною 145...350 мм. чи свинцем.

Торпедна перфорація за принципом здійснення аналогічна кульовій, тільки збільшена вага заряду. з 4...5 г. до 27 р. та в перфораторі застосовані горизонтальні стовбури. Діаметр отворів 22 мм, глибина 100...160 мм, на 1 м товщини пласта виконується до чотирьох отворів.

Кумулятивна перфорація утворення отворів за рахунок спрямованого руху струменя розжарених, що вириваються з перфоратора зі швидкістю 6...8 км/с із тиском 0,15...0,3 млн.МПа. У цьому утворюється канал глибиною до 350 мм і діаметром 8...14 мм. Максимальна товщина пласта, що розкривається кумулятивним перфоратором за спуск до 30 м, торпедним до 1 м, кульовим до 2,5 м. Кількість порохового заряду до 50 г.

Гідропіскоструминна перфорація утворення отворів у колоні за рахунок абразивного впливу піщано рідинної суміші, що виривається зі швидкістю до 300 м/с з каліброваних сопел з тиском 15...30 МПа.

Розроблений у ВНДІ та освоєний серійно під шифром АП 6М, піскоструминний апарат добре зарекомендував себе: глибина одержуваних ним каналів грушоподібної форми може досягати 1,5 м.

Свердлитий перфоратор пристрій для утворення фільтра за допомогою свердління отворів. Для цієї мети застосовують розроблений у ВНДІГІСі (м.Октябрський) свердлувальний керновідбірник, електропривід якого пов'язаний з алмазним свердлом. Максимальне радіальне становить 60 мм, що забезпечує за результатами практики проходження обсадної колони вхід у пласт на глибину не більше 20 мм. Перфорація отримала назву «щадної», тому що виключає пошкодження колони та цементного кільця, які є неминучими при вибухових методах. Свердлувальна перфорація має високу точність утворення фільтра в необхідному інтервалі.

Освоєнням нафтових свердловин називається комплекс робіт, які проводяться після буріння, з метою викликати приплив нафти з пласта в свердловину. Справа в тому, що в процесі розтину, як говорилося раніше, можливе попадання в пласт бурового розчину води, що засмічує пори пласта, відтісняє від свердловини нафту. Тому не завжди можливий мимовільний приплив нафти до свердловини. У таких випадках вдаються до штучного виклику припливу, що полягає у проведенні спеціальних робіт.

Такий метод широко застосовується і заснований на відомому факті: стовп рідини, що має велику щільність, робить на пласт більший протитиск. Прагнення знизити протитиск за рахунок витіснення зі стовбура свердловини, наприклад, глинистого розчину густиною Qг = 2000 кг/куб.м прісною водою густиною Qb = 1000 кг/куб.м веде до зменшення протитиску на пласт удвічі. Спосіб простий, економічний та ефективний при слабкій засміченості пласта.

Якщо заміщення розчину водою не приносить результатів, вдаються до подальшого зменшення щільності: у ствол подають стиснене компресором повітря. При цьому вдається відтіснити стовп рідини до черевика насосно-компресорних труб, зменшивши таким чином протитиск на пласт до значних величин.

У деяких випадках може бути ефективним метод періодичної подачі повітря компресором та рідини насосним агрегатом, створюючи послідовні повітряні порції. Кількість таких порцій газу може бути кілька, і вони розширюючись викидають рідину зі стовбура.

З метою підвищення ефективності витіснення по довжині колони насосно-компресорних труб встановлюють пускові клапани отвори, через які стиснене повітря надходить усередину НКТ відразу ж при вході в свердловину і починає «працювати» тобто. піднімати рідину і в затрубному просторі, і НКТ.

Також застосовують спуску НКТ спеціального поршня сваба, з зворотним клапаном. Переміщаючись вниз, поршень пропускає через себе рідину, при підйомі вгору - клапан закривається, і весь стовп рідини, що опинився над ним, змушений підніматися разом з поршнем, а потім викидатися зі свердловини. Оскільки стовп рідини, що піднімається, може бути великим (до 1000 м), зниження тиску на пласт може виявитися значним. Так, якщо свердловина до гирла заповнена рідиною, а сваб може бути спущений на глибину 1000 м, зменшення тиску відбудеться на величину зменшення стовпа рідини в затрубному просторі, звідки частина рідини перетіче з НКТ. Процес свабування може бути повторений багаторазово, що дозволяє знизити тиск на пласт дуже велику величину.

5 Система ППД

Природні режими залягання покладів нафти недовговічні. Процес зниження пластового тиску прискорюється принаймні нарощування відборів рідин із пласта. І тоді, навіть за хорошого зв'язку покладів нафти з контуром харчування, його активним впливом на поклад, неминуче починається виснаження пластової енергії. Це супроводжується повсюдним зниженням динамічних рівнів рідини у свердловинах і, отже, зменшенням відборів.

При організації підтримки пластового тиску (ППД) найбільш складним з теоретичних питань і досі вирішених не повністю є досягнення максимального витіснення нафти з пласта при ефективному контролі і регулюванні процесу.

При цьому слід мати на увазі, що вода та нафта відрізняються своїми фізико-хімічними характеристиками: щільністю, в'язкістю, коефіцієнтом поверхневого натягу, змочуваністю. Чим більша різниця між показниками, тим складніше йде процес витіснення. Механізм витіснення нафти з пористого середовища не можна уявляти простим поршневим витісненням. Тут має місце і змішання агентів, і розрив струменя нафти, і утворення окремих потоків нафти і води, що чергуються, і фільтрація по капілярах і тріщинах, і утворення застійних і тупикових зон.

p align="justify"> Коефіцієнт нафтовіддачі родовища, до максимальної величини якого повинен прагнути технолог, залежить від усіх вищеназваних факторів. Накопичені до сьогодні матеріали дозволяють оцінити вплив кожного з них.

Значне місце у ефективності процесу ППД займає розміщення свердловин на родовищі. Вони визначають картину заводнення, яке поділяється на кілька видів.

Законтурне заводнення передбачає закачування води в свердловини нагнітальні, розташовані за зовнішнім контуром нафтоносності. У міру видалення контуру нафтоносності від нагнітальних свердловин та обводнення першого ряду експлуатаційних свердловин, фронт нагнітання переноситься.

Критерієм нормального ведення процесу є величина пластового тиску в зоні відбору, яка повинна мати тенденцію до зростання чи стабілізації.

Законтурне заводнення ефективно за наявності таких факторів:

- невеликі розміри покладу (відношення площі покладу до периметру контуру нафтоносності 1,5...1,75 км);

- пласт однорідний з хорошими колекторськими властивостями за товщиною та площею;

Нагнітальні свердловини відстоять від контуру нафтоносності на відстані 300…800 м, що забезпечить більш рівномірне просування фронту води та запобігатиме освіті мов обводнення;

існує хороший гідродинамічний зв'язок між зоною відбору та зоною нагнітання.

До недоліків законтурного заводнення можна віднести:

1 великі втрати води, що закачується, з-за її витоків у бік, протилежну області нагнітання, що призводить до додаткових витрат енергії;

2 віддаленість лінії нагнітання від зони відбору, що потребує значних витрат енергії на подолання втрат;

3 уповільнена реакція фронту відбору зміну умов лінії нагнітання;

4 необхідність споруд великої кількості нагнітальних свердловин; віддаленість нагнітальних свердловин від основних об'єктів закачування, що зростає у процесі розробки, збільшує вартість системи.

Внутрішньоконтурне заводнення передбачає закачування води безпосередньо в нафтову зону, організацію одного або кількох рядів нагнітальних свердловин у центрі родовища та розчленування за рахунок цього покладу на окремі ділянки, що розробляються самостійно. Розрізання може бути здійснено на лінії, кільця і ​​т.д. Економічність цього способу заводнення очевидна: підвищується коефіцієнт корисної дії системи за рахунок виключення відтоку рідини, наближення фронту нагнітання до фронту відбору.

Різновидом внутрішньоконтурного заводнення є: майданний, осередкове, вибіркове, блокове.

Площадне заводнення передбачає розміщення нагнітальних свердловин на площі родовища за однією із схем. p align="justify"> Площадне заводнення організують зазвичай на пізній стадії розробки родовища, коли починається інтенсивне обводнення покладу та інші методи заводнення не досягають мети Нагнітальні свердловини розташовують по геометричній сітці: п'яти, семи або дев'ятиточковою. При цьому на одну нагнітальну свердловину припадає при п'ятиточковій системі одна експлуатаційна, при семиточковій – дві, дев'ятиточковій – три.

Вогнищеве заводнення схематично може бути представлене у вигляді однієї або кількох нагнітальних свердловин, що розташовуються в центрі покладу і деякої кількості - експлуатаційних на периферії. Такий спосіб заводнення характерний для невеликих площею, локалізованих покладів (лінзи, застійні зони).

Виборче заводнення застосовують для витіснення нафти з окремих пластів, що погано дренуються, неоднорідних по простяганню. Для його застосування необхідна інформація про характеристику розрізу, порушення та зв'язки продуктивного пласта з іншими. Такі дані можна мати після деякого часу розробки покладу, тому вибіркове заводнення застосовують на пізній стадії розробки.

Блокове заводнення полягає у розрізанні поклади на окремі частини та оконтурюванні кожної з них нагнітальними свердловинами. Усередині кожного блоку бурять свердловини, що видобувають, число і порядок розташування яких визначають розрахунками. Блокове заводнення дозволяє вводити в розробку родовище відразу, до повного вивчення і, таким чином, скоротити час розробки. Це ефективно для великих родовищ.

До існуючих недоліків системи ППД шляхом закачування води слід віднести:

1) прогресуючі обводнення родовища при велику не витягнуту кількість нафти;

2) невисокі відмиваючі властивості води, що закачується в пласт;

3) велика кількість ускладнень, що викликаються поверненням у пласт пластових вод, що добуваються разом з нафтою, що виражаються у вигляді руйнувань водоводів, засолення вододжерел питного водопостачання, порушення екологічної рівноваги.

Удосконалення ППД йде за такими напрямами:

1) розробка нових технологічних рідин або добавок до води, що поліпшують її властивості, що відмивають, і мають меншу агресивність по відношенню до обладнання і до природи;

2) розробка надійного контролю за рухом рідини у пласті;

3) розробка методу регулювання фільтраційних потоків у пласті та виключення утворення тупикових та не вироблених зон.

ППД проектується на початку розробки більшості нафтових родовищ.

В даний час для цілей ППД використовується кілька видів води, що визначаються місцевими умовами. Це – прісна вода, що видобувається із спеціальних артезіанських або підруслових свердловин, вода річок чи інших відкритих вододжерел, вода водоносних горизонтів, які у геологічному розрізі родовища, пластова вода, відокремлена від нафти внаслідок її підготовки.

Всі ці води відмінні одна від одної фізико-хімічними властивостями і, отже, ефективністю на пласт як підвищення тиску, а й підвищення нафтовіддачі.

Пластові води в процесі відокремлення від нафти поєднуються з прісними, з деемульгаторами, а також з технологічною водою установок з підготовки нафти. Саме ця вода, що отримала назву стічної, закачується у пласт. Характерною особливістю стічної води є вміст нафтопродуктів (до 100 г/л), вуглеводневих газів до 110 л/куб.м., завислих частинок – до 100 мг/л.

Закачування в пласт такої води не може проводитися без очищення до необхідних нормативів, які встановлюються за результатами дослідного закачування. В даний час з метою скорочення споживання прісних вод та утилізації пластових вод, що добуваються, широке використання для цілей ППД отримало очищення стічних вод.

Найбільш поширений спосіб очищення - гравітаційний поділ компонентів у резервуарах. У цьому застосовується закрита схема. Відточна вода із вмістом нафтопродуктів до 500 тис.мг/л та міхпримішок до 1000 мг/л надходить у резервуари відстійники зверху. Шар нафти, що знаходиться вгорі, є своєрідним фільтром і покращує якість очищення води від нафти. Мехпримеси осаджуються вниз і з накопичення видаляються з резервуара.

З резервуара вода надходить у напірний фільтр. Потім трубопровід подають інгібітор корозії, і насосами вода відкачується на КНС.

Для накопичення та відстою води застосовують вертикальні сталеві резервуари. На їхню внутрішню поверхню наносяться антикорозійні покриття з метою захисту від впливу пластових вод.

6 Експлуатація нафтових та нагнітальних свердловин

Найпоширенішим технологічним комплексом при експлуатації родовища на підприємстві ТОВ НГВУ «Жовтневенафта» є видобуток нафти штанговими глибинними насосами. Примусове піднесення нафти з свердловин за допомогою УШГН є найбільш тривалим у житті родовища.

Сучасними штанговими насосними установками можна видобувати нафту з одного або двох пластів свердловин глибиною до 3500 м з дебітом рідини від кількох кубометрів до кількох сотень кубометрів на добу. На Серафимівському родовищі 172 свердловини обладнані штанговими насосними установками, що становить 94% всього фонду видобувних свердловин.

УШГН є поршневий насос одинарної дії, шток якого пов'язаний колоною штанг з наземним приводом - верстатом гойдалкою.

Останній включає кривошипно шатунний механізм, що перетворює обертальний рух первинного двигуна в зворотно поступальний рух і повідомляє його колоні штанг і плунжеру насоса. Підземне обладнання складають: насосно-компресорні труби, насос, штанги, пристрої для боротьби з ускладненнями. До наземного обладнання відноситься привід (верстат гойдалки), гирла арматура, робочий моніфольд.

Установка працює в такий спосіб. Під час плунжера вгору в циліндрі насоса знижується тиск і нижній (всмоктуючий) клапан піднімається, відкриваючи доступ рідини (процес всмоктування). Одночасно стовп рідини, що знаходиться над плунжером, притискає до сідла верхній (нагнітальний) клапан, піднімається вгору і викидається з НКТ у робочий моніфольд. При ході плунжера вниз верхній клапан відкривається нижній клапан тиском рідини закривається, а рідина, що знаходиться в циліндрі, перетікає через порожнистий плунжер НКТ.

У ТОВ НГВУ «Жовтневенафта» наземне обладнання свердловин представлено в основному верстатами гойдалками нормального ряду типу СКН5 31%, СКД8 15%, 7СК8 29%

Також на родовищі застосовують установки електровідцентрових насосів (УЕЦН). Як привод УЕЦН застосовують занурювальний електродвигун, що спускається в свердловину спільно з насосом на задану глибину.

За конструктивним виконанням УЕЦН поділяються на три групи:

а) насоси виконання 1 призначені для експлуатації нафтових та обводнених свердловин із вмістом механічних домішок до 0,1 г/л;

б) насоси виконання 2 (зносостійке виконання) призначені для експлуатації сильно обводнених свердловин із вмістом механічних домішок до 0,5 г/л;

в) насоси виконання 3 призначені для відкачування рідини з водневим показником pH=5 8,5 та вмістом до 1,25 г/л сірководню.

До підземного обладнання належать:

а) електровідцентровий насос, що є основним вузлом установки (ЕЦН);

б) занурювальний електродвигун (ПЕД), що є приводом насоса;

в) система гідрозахисту, що здійснює захист ПЕД від попадання в нього пластової рідини і складається з протектора та компенсатора;

г) струмопровідний кабель, що служить для подачі електроенергії до ПЕД;

д) насосно-компресорні труби (НКТ), що є каналом, по якому рідина, що видобувається, надходить від насоса на денну поверхню.

До наземного обладнання належать:

а) гирла арматура, що служить для спрямування і регулювання рідини, що надходить зі свердловини і герметизації гирла і кабелю;

б) станція управління занурювальним двигуном, яка здійснює запуск, контроль та управління роботою УЕЦН;

в) трансформатор, призначений для регулювання величини напруги, що подається на ПЕД;

г) підвісний ролик, що служить для підвіски та направлення кабелю в свердловину при спуску підйомних операціях.

ЕЦН є основним вузлом установки. На відміну від поршневих насосів, що повідомляють напір рідини, що перекачується за допомогою зворотно поступальних рухів поршня, в відцентрових насосах перекачується рідина отримує напір на лопатках робочого колеса, що швидко обертається. При цьому відбувається перетворення кінетичної енергії рідини, що рухається в потенційну енергію тиску.

Перед монтажем УЕЦН необхідно підготувати свердловину для експлуатації. Для цього її промивають, тобто очищають забій від піщаної пробки та можливих сторонніх предметів. Потім в обсадну колону від гирла до глибини, що перевищує глибину спуску агрегату на 100 - 150м., Спускають і піднімають спеціальний шаблон, діаметр якого трохи більше максимального діаметра занурювального агрегату. При цьому ретельно центрують вишку або щоглу щодо гирла свердловини.

Здебільшого нагнітальна свердловина по конструкції не відрізняється від видобувних. Більш того, кілька видобувних свердловин, що опинилися в зоні контуру водоносності або за ним, переводяться в розряд нагнітальних. При внутрішньоконтурному та майданному заводнінні переклад видобувних свердловин під закачування води вважається нормальним.

Існуючі конструкції нагнітальних свердловин передбачають закачування води через насосно-компресорні труби, що спускаються з пакером і якорем. Над пакерним простором слід заповнити нейтральною до металу рідиною.

Вибій повинен мати достатній по товщині фільтр, що забезпечує закачування запланованого об'єму води, глибиною не менше ніж 20 м для накопичення механічних домішок. Доцільно застосування вставних фільтрів, які можуть періодично підніматися із свердловин та очищатися.

Гирла арматура нагнітальної свердловини призначена для подачі та регулювання об'єму води в свердловину, проведення різних технологічних операцій промивань, освоєння, обробок тощо.

Арматура складається з колонного фланця, що встановлюється на обсадну колону, хрестовини, що застосовується для сполучення з затрубним простором, котушки, на якій підвішуються НКТ, трійника для подачі рідини, що нагнітається, в свердловину. Призначення та конструкція пакера та якоря принципово не відрізняються від застосовуваних при фонтанній експлуатації свердловин.

7 Дослідження свердловин

У процесі експлуатації свердловин здійснюється їх дослідження з метою контролю технічного стану експлуатаційної колони, роботи обладнання, перевірки відповідності параметрів роботи свердловин встановленому технологічному режиму, отримання інформації, необхідної для оптимізації цих режимів.

При дослідженні свердловин:

а) перевіряється технічний стан свердловини та встановленого обладнання (герметичність цементного каменю, обсадної колони та насосно компресорних труб, стан привибійної зони пласта, забрудненість стовбура свердловини, подача насосів, робота встановлених на глибині клапанів та інших пристроїв);

б) оцінюється надійність і працездатність вузлів устаткування, визначається між ремонтний період роботи устаткування й свердловин;

в) отримують інформацію, необхідну планування різноманітних ремонтно відновлювальних та інших робіт у свердловинах, і навіть встановлення технологічної ефективності цих робіт.

Для вирішення перерахованих завдань використовується комплекс різноманітних досліджень і вимірювань (замір дебіту нафти, обводненості продукції, газового фактора, глибинні вимірювання температур і тиску, проміри глибин, динамометрування, запис витрат робочого агента, облік відмов та ремонтів обладнання, аналіз проб продукції свердловин та ін. .).

Види, обсяг та періодичність досліджень та вимірювань з метою контролю за роботою обладнання для всіх способів експлуатації свердловин встановлюються управлінням спільно з науково-дослідними організаціями та геофізичними підприємствами.

Дослідження щодо контролю за роботою видобувних свердловин повинні здійснюватися у повній відповідності до правил безпеки у нафтогазовидобувній промисловості, з дотриманням вимог охорони надр та навколишнього середовища.

Основою дослідження УШГН є динамометрування – метод оперативного контролю за роботою підземного обладнання та основа встановлення правильного технологічного режиму роботи насосної установки.

Суть методу у тому, що навантаження на сальниковий шток визначають без підйому насоса поверхню з допомогою динамографа. На папері у вигляді діаграми записуються навантаження при ході вгору та вниз залежно від переміщення штока.

Для визначення відстані від гирла до динамічного рівня використовуються методи звукометрії. Найбільш поширені різні ехометричні установки для свердловин із тиском 0,1 МПа. Принцип дії цих установок полягає в тому, що затрубний простір посилається акустичний імпульс з порохової хлопавки. Цей імпульс, відбившись від рівня рідини, повертається до гирла, впливаючи на термофон, і після перетворення і посилення в електричний фіксується перописцем на паперовій стрічці, що рухається.

Волнометрування виконується за допомогою ехолота, що дозволяє визначити динамічний рівень у свердловинах глибиною до 4000 м. при тиску в затрубному просторі до 7,5 МПа. На вибої та стовбурі свердловини тиск і температуру вимірюють за допомогою глибинних термометрів, які об'єднуються в одному приладі.

8 Методи збільшення продуктивності свердловин

У нафтових та газових свердловинах з часом знижується дебіт та продуктивність свердловин. Це природний процес, оскільки відбувається поступове зниження пластового тиску, зменшується енергія пласта, необхідна підйому рідини та газу поверхню.

Продуктивність свердловин зменшується також внаслідок погіршення проникності порід, продуктивного пласта через закупорку його пір у привибійній зоні смолистими, парафінистими відкладеннями, механічними частинками виносу пласта.

Для стабілізації рівня видобутку нафти і газу застосовуються різні методи на привибійну зону пласта, дозволяють підвищувати нафтовіддачу пластів і знижувати продуктивність свердловин. Методи підвищення продуктивності свердловин при дії на привибійну зону пласта поділяються на хімічні, механічні, теплові та комплексні.

Вирішальні значення при виборі способу впливу в кожному конкретному випадку має необхідну глибину обробки продуктивного пласта для відновлення або покращення проникності. Тому по глибині впливу на пористе середовище способи інтенсифікації свердловини можна розділити на великі категорії: способи з невеликим радіусом впливу і способи з великим радіусом впливу. Основні способи покращення сполученості пласта зі свердловиною з невеликим радіусом впливу:

а) Використання вибухових речовин. До них відносяться куля, кумулятивна перфорація, різні варіанти торпедування.

При недостатній сполученні між пластом і свердловиною можна повторно провести звичайну перфорацію кульовим перфоратором. Для підвищення її ефективності свердловина заповнюється не глинистим розчином або водою, а рідинами, що не забруднюють новостворені перфораційні отвори.

При твердих і щільних породах можна торпедувати продуктивний пласт вибуховою речовиною, що спускається в інтервал залягання пласта в гільзах, та електричним підривником, який підривають за допомогою кабелю з гирла свердловини. Гільзи виготовляють із металу азбесту або пластмас. Як вибухові речовини найчастіше використовують нітрогліцерин, динаміт тротил та ін. Вибух може створювати в продуктивному шарі каверни та тріщини. Таким чином, одночасно з покращенням сполученості пласта зі свердловиною збільшується і проникність пласта в зоні з великим радіусом (створення мікро та макротріщин, які можуть поширюватися на десятки метрів).

Спрямоване торпедування можна здійснити за рахунок використання відповідної зовнішньої форми заряду та вставок на шляху вибухової хвилі. Залежно від необхідності можна використовувати торпеди бічної розсіяної дії, бічної зосередженої та вертикальної дії.

Перфоратори з розривними снарядами створюють круглі отвори в колоні та з цементом кільце, проникаючи у породу, і, вибухаючи, утворюють каверни та тріщини. Кумулятивний перфоратор складається з пристрою, комірки якого містяться заряди кумулятивної дії. Кожен осередок з протилежного боку підривника оснащений виїмкою відповідного профілю. Таким чином, газоподібні продукти вибуху направляються вздовж осі заряду у вигляді потужного струменя, який створює в колоні, цементі та породі канал у відповідному напрямку.

б) Очищення стовбура свердловини та зони перфорації поверхнево активними речовинами чи кислотними ваннами. рідини, Що Використовуються при цьому, складаються або з розчину 1 5% поверхнево активних речовин, розчинених (або диспергованих) у воді, або з розчину з вмістом 15% HCI , який додається 0,5 2% інгібітора корозії і іноді 1 4% фтористоводневої кислоти. У деяких випадках використовують змішані склади кислот та ПАР. Зазвичай свердловину промивають одним із згаданих розчинів, потім пласт укладають робочу рідину в об'ємі 0,3 0,7 м 3 на кожен метр інтервалу перфорації. Для кислотних складів дається витримка 1 6 годин, для ПАР без кислоти витримка становить 24 год, потім відпрацьований розчин видаляють і пускають свердловину в роботу або приступають до обробки пласта, використовуючи спосіб з великим радіусом впливу.

Використання поверхнево активних розчинів для промивання свердловини або закачування в пласт на невелику глибину забезпечує деспергування та видалення зі стінок свердловини та пласта твердих частинок і фільтрату бурового розчину, а також водонафтової емульсії.

Кислотні ванни очищають від глинистого розчину в нових свердловинах (або вийшли з капітального ремонту), а також ліквідують відкладення солей із пластової води, що накопичилася в процесі експлуатації.

в) Підвищення температури у стовбурі свердловини в інтервалі продуктивного пласта. Термічні методи. Для підвищення температури можна використовувати циркуляцію гарячої рідини у свердловині, термохімічні процеси, електричні нагрівачі. Тривалість нагрівання зони перфорації свердловини зазвичай становить 550 годин. При цьому відбувається розрідження відкладень твердих вуглеводнів (парафіну, смол, асфальтенів тощо), які потім видаляються при пуску свердловини в експлуатацію. Циркуляція горючих рідин у свердловині легко реалізується, але за глибин понад 1000 2000м. мало ефективна внаслідок великих втрат теплоти зі свердловини у відкладення розкритого геологічного розряду.

В електричних нагрівачах застосовують систему електричних опорів, змонтованих у трубі, яку встановлюють кінці колони НКТ. Живлення електричною енергією здійснюється кабелем з поверхні. Існують і нагрівачі, що ґрунтуються на використанні тонів високої частоти. Електричні нагрівачі можуть перебувати на вибої свердловини та під час її експлуатації. Запуск та зупинка нагрівачів у цьому випадку здійснюються включенням та вимиканням живлення електричної енергії

Газові пальники складаються з трубчастої камери, спущеної в свердловину з двома концентричними колонами насосно компресорних труб. По трубах малого діаметра нагнітають горючі гази, кільцевому простору первинне повітря, а колоні вторинний. Ініціювання горіння здійснюється подачею електричної енергії кабелем з поверхні. Іншим кабелем з термопарою вимірюється температура ззовні, яка не повинна перевищувати 300 400 0 С, щоб не пошкодити свердловину колону. Температуру на бажаному рівні підтримують відповідним регулюванням обсягів нагнітання газів та повітря.

Термохімічна обробка базується на виділенні теплоти на вибої свердловини за рахунок хімічного процесу, що розправляє важкі вуглеводні, що випали в зоні перфорації свердловини, з метою їх подальшого видалення. Для цього використовують реакцію 15% ного розчину HCI з їдким натром ( Na ВІН), алюмінієм та магнієм.

В результаті реакції 1 кг їдкого натру із соляною кислотою виділяється 2868 кДж теплоти. Велику кількість теплоти одержують при реакції HCI з алюмінієм (яка генерує 18924 кДж на кг Al ). Однак при цьому утворюється пластівці гідроксиду алюмінію Al ( OH )3, які здатні забивати пори та проточні канали у продуктивному пласті. Найбільш ефективно використання магнію, який при реакції з HCI виділяє 19 259 кДж, а хлористий магній MgCi 2 добре розчиняється у воді.

Основні способи покращення сполученості продуктивного пласта зі свердловиною з великим радіусом впливу:

а) Кислотні обробки привибійної зони продуктивного пласта. Ці способи головним чином використовуються в піщаних породах з вмістом карбонатів більше 20% або цементуючим матеріалом, що складається з карбонатів кальцію або магнію.

Основною використовуваною кислотою є H З I . Вона ефективно впливає на карбонат кальцію або магнію, утворюючи розчинні хлориди, що легко видаляються. Соляна кислота є дешевою та недефіцитною. Використовуються й інші кислоти: оцтова, мурашина та ін. У кислотні розчини вводяться й різні присадки: інгібітори корозії, присадки зменшення поверхневого натягу, уповільнення реакції, розсіювання тощо.

При закачуванні в пласт кислотного розчину при тисках нагнітання менших, ніж тиск гідророзриву, очищаються і розширюються пори в привибійній зоні пласта або тріщини і мікротріщини в породі колекторі, відновлюючи таким чином погіршену проникність обробленої зони, а в деяких випадках навіть збільшуючи .

Технологія робіт наступна: свердловину очищають і заповнюють нафтою або водою (солоною або прісною) з присадкою 0,1 0,3% ПАР. На поверхні готують кислотний розчин з добавками необхідних компонентів, послідовність запровадження яких встановлює переважно за даними лабораторних досліджень. Кислотний розчин закачують у НКТ при відкритій засувці на затрубному просторі свердловини. Коли він досягає інтервалу перфорації свердловини, закривають згаданий вентиль і закачують кислотний розчин трубами до тих пір, поки він не проникне в продуктивний пласт, при чому на останньому етапі розчин продавлює нафтою або водою з присадкою 0,1 0,3% ПАР. Витримують 16 годин (але не більше) для реакції кислоти, потім розчин видаляють. Свердловину вводять у експлуатацію. При цьому уважно спостерігають за зміною дебіту для визначення ефекту від проведеної обробки.

Існують різні технологічні варіанти кислотної обробки, як-от: проста, селективна, повторна, почергова, з вібрацією і т.д.

б) Гідравлічний розрив продуктивного пласта у привибійній зоні свердловини. Цей спосіб використовується в пластах, представлених твердими, щільними породами з низькою проникністю (пісковики, вапняки, доломіти і т.д. Тиск розриву досягають закачуванням в свердловину рідини під високим тиском. У продуктивному пласті при цьому відкриваються існуючі тріщини і мікротріщини або створюються нові, які можуть помітно покращити гідродинамічний зв'язок між пластом та свердловиною.

в) Підземні ядерні вибухи. Вибухи експериментально досліджено з позитивними результатами в твердих, щільних породах з низькою проникністю. Навколо зарядної свердловини в продуктивному пласті внаслідок ядерного вибуху утворюється порожнина, заповнена зруйнованою породою, потім зона дроблення і зона з системою тріщин і микротрещин. Цей спосіб цікавий, особливо для газових свердловин, дебіт яких може бути таким чином збільшений в кілька десятків разів.

г) Термічні методи. Вони ґрунтуються на підвищенні температури у пласті навколо свердловини та використовуються у продуктивних відкладах, насичених високов'язкими нафтами з підвищеним вмістом парафіну. Ці способи аналогічні способам підвищення температури в стовбурі свердловини, але вимагають більшої теплоти для прогріву пласта в радіусі 2 15 м. З цією метою можна використовувати термохімічну кислотну обробку, засновану на закачуванні в пласт нагрітої кислоти в результаті її реакція з деякими металами, періодичне закачування пласт обмежених об'ємів пари (циклічна закачування пари) або круговий фронт підземного горіння навколо експлуатаційної свердловини, що визначається розрахунковим радіусом, до якого необхідно розігріти пласт. Крім того, за останні роки розроблено різні нові технології впливу на привибійну зону пласта, заснованих на використанні сучасних реагентів та відходів хімічної промисловості.

9 Поточний та капітальний ремонт свердловин

Розрізняють два види ремонту свердловин – наземний та підземний. Наземний ремонт пов'язаний із відновленням працездатності обладнання, що знаходиться на гирлі свердловини трубопроводів, верстатів качалок, запірної арматури, електричної апаратури тощо.

Підземний ремонт включає роботи, спрямовані на усунення несправностей в устаткуванні, спущеному в свердловину, а також відновлення або збільшення дебіту свердловини. Підземний ремонт пов'язаний з підйомом свердловини.

За складністю операцій підземний ремонт поділяється на поточний і капітальний.

Під поточним ремонтом свердловини розуміють комплекс технологічних та технічних заходів, спрямованих на відновлення її продуктивності, та обмежений впливом на привибійну зону пласта та обладнання, що знаходиться в свердловині.

Поточний ремонт включає наступні роботи: заміна обладнання, що відмовило, очищення вибою і стовбура свердловини, відновлення продуктивності пласта за рахунок окремих методів інтенсифікації (прогрів, промивання, закачування хімреагентів).

Поточний ремонт може бути планово запобіжним і проводитися з метою профілактичного огляду, виявлення та усунення окремих порушень у роботі свердловини, які поки що не заявили про себе.

Другий вид поточного ремонту – відновлювальний, який проводиться з метою усунення відмови – це, по суті, аварійний ремонт. На практиці такі ремонти переважають через різні причини, а в основному через недосконалість технологій і низьку надійність застосовуваного обладнання.

Показниками, що характеризують роботу свердловини у часі, є коефіцієнт експлуатації (КЕ) та міжремонтний період (МРП). КЕ – це ставлення відпрацьованого свердловиною часу, наприклад, протягом року (ТОТР), до календарного періоду (ТКАЛ). МРП – це середній час між двома ремонтами за вибраний період, чи відношення загального відпрацьованого часу ТОТР протягом року до кількості ремонтів Р за цей термін.

КЕ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП = ТОТР / Р;

Шляхами підвищення КЕ та МРП є скорочення кількості ремонтів, тривалості одного ремонту та збільшення часу перебування свердловини у роботі.

Нині понад 90% усіх ремонтів виконується на свердловинах із ШСНУ та менше 5% з ЕЦН.

При поточному ремонті проводяться наступні операції

1. Транспортні – доставка устаткування свердловину;

2. Підготовчі – підготовка до ремонту;

3. Спускопідйомні - підйом та спуск нафтового обладнання;

4. Операції з очищення свердловини, заміни обладнання, ліквідації дрібних аварій;

5. Заключні – демонтаж обладнання та підготовка його до транспортування.

Якщо оцінити витрати часу на ці операції, то можна помітити, що основні втрати часу йдуть на транспортні операції (вони займають до 50% часу), тому основні зусилля конструкторів мають бути спрямовані у бік скорочення часу на транспорт за рахунок створення монтажоспроможних машин та агрегатів , спускопідйомних операцій – за рахунок створення надійних автоматів для згвинчування розгвинчування труб та штанг.

Оскільки поточний ремонт свердловини вимагає забезпечення доступу її стовбур, тобто. пов'язаний з розгерметизацією, отже, необхідно виключити випадки можливого фонтанування на початку або наприкінці роботи. Це досягається двома шляхами: перший і широко застосовуваний - «глушіння» свердловини, тобто. закачування в пласт і свердловину рідини з щільністю, що забезпечує створення забої свердловини тиску P заб. , що перевищує пластове. Другий - застосування різних пристроїв - відсікачів, що перекривають забій свердловини під час підйому НКТ.

Спуско-підйомні операції (СПО) займають основну частку в загальному балансі часу на ремонт свердловини. Вони неминучі при будь-яких роботах зі спуску та заміни обладнання, впливу на забій, промивання колон і т.д. Технологічний процес СПО полягає в почерговому звинчуванні (або розгвинчуванні) насосно-компресорних труб, що є засобом підвіски обладнання, каналом для підйому добувної рідини та подачі технологічних рідин у свердловину, а в деяких випадках – інструментом для ловильних, очисних та інших робіт. Це різноманіття функцій зробило НКТ обов'язковим компонентом свердловини будь-якого без винятку способу експлуатації.

Операції з НКТ монотонні, трудомісткі та легко можуть бути механізовані. Окрім підготовчих та заключних операцій, які мають свою специфіку для різних способів експлуатації, весь процес СПО з НКТ є однаковим для всіх видів поточного ремонту. Спуско підйомні операції зі штангами виробляються так само, як і з трубами, а відгвинчування (звинчування) штанг виробляють механічним штанговим ключом У разі заклинювання плунжера в циліндрі насоса або штанг в НКТ (запарафінування), а також при їх обриві виникає необхідність одночасного підйому та штанг. Процес ведуть шляхом почергового відгвинчування труби та штанги.

Капітальний ремонт свердловини поєднує всі види робіт, що вимагають тривалого часу, фізичних зусиль, залучення численної різнофункціональної техніки. Це – роботи, пов'язані з ліквідацією складних аварій, як зі спущеним у свердловину обладнанням, так і з самою свердловиною, роботи з переведення свердловини з одного об'єкта експлуатації на інший, роботи з обмеження або ліквідації водопритоку, збільшення товщини матеріалу, що експлуатується, вплив на пласт, зарізка нового ствола та інші.

Враховуючи специфіку робіт, у нафтогазовидобувних управліннях створюються спеціалізовані цехи з капітального ремонту свердловин. Свердловина, включена до капітального ремонту, залишається в експлуатаційному фонді, але виключається із чинного фонду.

10 Збір та підготовка нафти, газ та води

Продукція, що надходить з нафтових і газових свердловин, не є відповідно чистими нафтою і газом. Зі свердловин разом з нафтою надходять пластова вода, попутний (нафтовий) газ, тверді частинки механічних домішок.

Пластова вода це сильно мінералізоване середовище із вмістом солей до 300 г/л. Вміст пластової води в нафті може досягати 80%. Мінеральна вода викликає підвищене корозійне руйнування труб, резервуарів, викликають знос трубопроводів та обладнання. Попутний (нафтовий) газ використовується як сировина та паливо.

Технічно та економічно доцільно нафту перед подачею в магістральний нафтопровід піддавати спеціальної підготовки з метою її знесолення, зневоднення, дегазації, видалення твердих частинок.

На нафтових промислах найчастіше використовують централізовану схему збирання та підготовки нафти (рис.2). Збір продукції виробляють від групи свердловин на автоматизовані групові вимірювання (АГЗУ). Від кожної свердловини індивідуальним трубопроводом на АГЗУ надходить нафта разом з газом і пластовою водою. На АГЗУ проводять облік точної кількості нафти, що надходить від кожної свердловини, а також первинну сепарацію для часткового відділення пластової води, нафтового газу та механічних домішок з направленням відділеного газу газопроводом на ГПЗ (газопереробний завод). Частково зневоднена і частково дегазована нафта надходить збірним колектором на центральний пункт збору (ЦПС). Зазвичай одному нафтовому родовищі влаштовують один ЦПС.

На ЦПС зосереджено установки з підготовки нафти та води. На установці з підготовки нафти здійснюють у комплексі всі технологічні операції з її підготовки. Комплект цього обладнання називається УКПН установка з комплексної підготовки нафти .

Малюнок 2. - Схема збору та підготовки продукції свердловин на нафтовому промислі:

1 нафтова свердловина;

2 автоматизовані групові вимірювання (АГЗУ);

3 дожимна насосна станція (ДНР);

4 встановлення очищення пластової води;

5 встановлення підготовки нафти;

6 газокомпресорна станція;

7 7центральний пункт збору нафти, газу та води;

8 резервуарний парк

Зневоднена, знесолена та дегазована нафта після завершення остаточного контролю надходить у резервуари товарної нафти і потім на головну насосну станцію магістрального нафтопроводу.

Зневоднення нафти утруднено тим, що й вода утворюють стійкі емульсії типу " вода у нафти " . У цьому випадку вода диспергує в нафтовому середовищі на дрібні краплі, утворюючи стійку емульсію. Отже, для зневоднення та знесолення нафти необхідно відокремити від неї ці дрібні краплі води та видалити воду з нафти. Для зневоднення та знесолення нафти використовують такі технологічні процеси:

- гравітаційний відстій нафти,

- гарячий відстій нафти,

- термохімічні методи,

- електрознесолювання та електрозневоднення нафти.

Найбільш простий за технологією процес гравітаційного відстою. У цьому випадку нафтою заповнюють резервуари та витримують певний час (48 год і більше). Під час витримки відбуваються процеси коагуляції крапель води, і великі і важкі краплі води під впливом сил тяжкості (гравітації) осідають на дно і накопичуються як шару підтоварної води.

Проте гравітаційний процес відстою холодної нафти є малопродуктивним і недостатньо ефективним методом зневоднення нафти. Більш ефективний гарячий відстій обводненої нафти, коли за рахунок попереднього нагріву нафти до температури 50 70°С значно полегшуються процеси коагуляції крапель води та прискорюється зневоднення нафти при відстою. Недоліком гравітаційних методів зневоднення є його мінімальна ефективність.

Більш ефективні методи хімічні, термохімічні, а також електрозневоднення та знесолення. При хімічних методах обводнену нафту вводять спеціальні речовини, звані деэмульгаторами. Як деемульгатори використовують ПАР. Їх вводять до складу нафти у невеликих кількостях від 510 до 5060 г на 1 т нафти. Найкращі результати показують звані неионогенные ПАР, які у нафти не розпадаються на аніони і катіони.

Деемульгатори адсорбуються на поверхні розділу фаз "нафта вода" і витісняють або замінюють поверхнево активні природні емульгатори, що містяться у рідині. Причому плівка, що утворюється лежить на поверхні крапель води, неміцна, що відзначає злиття дрібних крапель у великі, тобто. процес коалесценції. Великі краплі вологи легко осідають на дно резервуару. Ефективність та швидкість хімічного зневоднення значно підвищується з допомогою нагріву нафти, тобто. при термохімічних методах, за рахунок зниження в'язкості нафти при нагріванні та полегшення процесу коалесценції крапель води.

Звільнення від залишкового вмісту води досягається при використанні електричних методів зневоднення та знесолення. Електрозневоднення та електро знесолення нафти пов'язані з пропусканням нафти через спеціальні апарати електродегідратори, де нафта проходить між електродами, що створюють електричне поле високої напруги (20 30 кВ). Для підвищення швидкості електрозневоднення нафту попередньо підігрівають до температури 50-70°С. При зберіганні такої нафти в резервуарах, при її транспортуванні трубопроводами та в цистернах залізницею значна частина вуглеводнів втрачається за рахунок випаровування. Легкі вуглеводні є цінною сировиною та паливом (легкі бензини). Тому перед подачею нафти витягають з неї легкі низькокиплячі вуглеводні. Ця технологічна операція називається стабілізацією нафти. Для стабілізації нафти її піддають ректифікації чи гарячої сепарації. Найбільш простий і ширше застосовується у промисловій підготовці нафти є гаряча сепарація, виконувана спеціальної стабілізаційної установці. При гарячій сепарації нафту попередньо підігрівають у спеціальних нагрівачах і подають у сепаратор, зазвичай горизонтальний. У сепараторі нафта підігрівається до 40 80°З неї активно випаровуються легкі вуглеводні, які відсмоктуються компресором і через холодильну установку направляються в збірний газопровід.

Разом з очищеною пластовою водою продуктивні пласти для підтримки пластового тиску закачують прісну воду, отриману з двох джерел: підземних (артезіанських свердловин) і відкритих водойм (річок). Грунтові води, які видобуваються з артезіанських свердловин, відрізняються високим ступенем чистоти і в багатьох випадках не вимагають глибокого очищення перед закачуванням у пласти. Водночас вода відкритих водойм значно забруднена глинистими частинками, сполуками заліза, мікроорганізмами і потребує додаткового очищення. В даний час застосовують два види забору води з відкритих водойм: підрусловий і відкритий. За підруслового методу воду забирають нижче дна річки "під руслом". Для цього в заплаві річки пробурюють свердловини завглибшки 20-30 м діаметром 300 мм. Ці свердловини обов'язково проходять через шар піщаного ґрунту. Свердловину зміцнюють обсадними трубами з отворами на спицях і опускають в них водозабірні труби діаметром 200 мм. У кожному випадку одержують дві сполучені судини "річка свердловина", розділених природним фільтром (шаром піщаного грунту). Вода з річки проходить через пісок і накопичується у свердловині. Приплив води зі свердловини форсується вакуум насосом або водопідйомним насосом і подається на насосну кущову станцію (КНС). При відкритому методі воду за допомогою насосів відкачують із річки та подають на водоочисну станцію, де вона проходить цикл очищення та потрапляє у відстійник. У відстійнику за допомогою реагентів коагуляторів частинки механічних домішок та сполук заліза виводяться в осад. Остаточне очищення води відбувається у фільтрах, де як фільтруючі матеріали використовують чистий пісок або дрібне вугілля.

11 Техніка безпеки, охорона праці та навколишнього середовища

На підприємствах нафтопродуктозабезпечення проводяться операції зі зберігання, відпуску та прийому нафтопродуктів, багато з яких токсичні, добре випаровуються, здатні електризуватися, пожежо та вибухонебезпечні. При роботі на підприємствах галузі можливі такі основні небезпеки: виникнення пожежі та вибуху при розгерметизації технологічного обладнання або трубопроводів, а також порушення правил їх безпечної експлуатації та ремонту; отруєння працівників внаслідок токсичності багатьох нафтопродуктів та їх пари, особливо етилованих бензинів; травмування працівників частинами насосів, компресорів та інших механізмів, що обертаються і рухаються, у разі відсутності або несправності огородження; ураження електричним струмом у разі порушення ізоляції струмопровідних частин електроустаткування, несправності заземлення, незастосування засобів індивідуального захисту; підвищена чи знижена температура поверхні устаткування чи повітря робочої зони; підвищений рівень вібрації; недостатня освітленість робочої зони; можливість падіння під час обслуговування обладнання, розташованого на висоті. Під час обслуговування обладнання та проведення його ремонту забороняється: застосування відкритого вогню для підігріву нафтопродуктів, відігрівання арматури тощо; експлуатація несправного устаткування; експлуатація та ремонт обладнання, трубопроводів та арматури з порушенням правил техніки безпеки, за наявності витоків нафтопродуктів через нещільність у з'єднаннях та ущільненнях або внаслідок зносу металу; застосування для відкриття та закриття запірної арматури будь-яких важелів (ломів, труб тощо); ремонт електроустаткування, не відключеного від електромережі; чищення обладнання та деталей машин горючими легкозаймистими рідинами; робота без відповідних індивідуальних засобів захисту та спецодягу. При розливі нафтопродуктів місце розливу слід засипати піском із подальшим видаленням його у безпечне місце. При необхідності прибрати забруднений нафтопродуктами ґрунт. У приміщеннях, де стався розлив, проводиться дегазація дихлораміном (3% розчин у воді) або хлорним вапном у вигляді кашки (одна частина сухого хлорного вапна на дві п'ять частин води). Щоб уникнути займання, забороняється дегазація сухим хлорним вапном. Куріння на території та у виробничих приміщеннях підприємства забороняється за винятком спеціально відведених для цього місць (за погодженням із пожежною охороною), де вивішуються написи "Місце для куріння". Під'їзди до пожежних гідрантів та інших джерел водопостачання повинні завжди бути вільними для безперешкодного проїзду пожежних машин.

У зимовий час необхідно: очищати від снігу та льоду, посипати піском, щоб унеможливити ковзання: настили, сходи, переходи, тротуари, пішохідні доріжки та дороги; своєчасно видаляти бурульки та кірки льоду, що утворюються на обладнанні, дахах будівель, металоконструкціях.

Спочатку людина не замислювалася про те, що таїть у собі інтенсивний видобуток нафти та газу. Головним було викачати їх якнайбільше. Так і робили. Спочатку здавалося, що нафта приносить людям лише зиск, але поступово з'ясувалося, що використання її має і зворотний бік. Нафтове забруднення створює нову екологічну обстановку, що призводить до глибокої зміни або їх повної трансформації природних ресурсів та їхньої мікрофлори. Забруднення грунтів нафтою призводить до різкого зростання величини співвідношення вуглець – азот. Це співвідношення погіршує азотний режим ґрунтів та порушує кореневе харчування рослин. Ґрунт шляхом біологічного розкладання нафти самоочищається дуже повільно. Через це деяким організаціям після забруднення доводиться проводити рекультивацію грунтів.

Одним із найперспективніших шляхів запобігання забрудненню є створення комплексної автоматизації процесів видобутку, транспорту та зберігання нафти. Раніше, наприклад, на промислах не вміли транспортувати нафту та попутний газ спільно за однією системою трубопроводів. З цією метою споруджувалися спеціальні нафтові та газові комунікації з великою кількістю об'єктів, розосереджених на широких територіях. Промисли складалися із сотень об'єктів, причому у кожному нафтовому районі їх будували за своїм, це не дозволяло пов'язати їх єдиною системою телеуправління. Природно, що за такої технології видобутку та транспорту багато продукту губилося за рахунок випаровування та витоку. Фахівцям вдалося, використовуючи енергію надр та глибинних насосів, забезпечити подачу нафти від свердловини до центральних нафтозбірних пунктів без проміжних технологічних операцій. Число промислових об'єктів скоротилося в 12-15 разів.

У районах облаштування, особливо під час будівництва трубопроводів, тимчасових доріг, ліній електропередач, майданчиків під майбутні селища, порушується природна рівновага всіх екосистем. Такі зміни позначаються навколишньому середовищі.

Основними джерелами забруднення наземних та підземних вод у районах видобутку нафти є скидання промислових стічних вод у поверхневі водойми та водостоки. Також забруднення відбуваються: - при розливах промислових стічних вод; під час проривів водопроводів; у разі потрапляння поверхневих стоків нафтопромислів у наземні води; при перитоках високомінералізованих вод глибинних горизонтів у прісноводні горизонти, через порушення герметичності в нагнітальних і видобувних свердловинах.

У нафтовій промисловості широко застосовують різні хімреагенти за різних технологічних процесів. Всі реагенти при попаданні в довкілля мають негативний вплив. Основні причини забруднення навколишнього середовища при закачуванні в пласт різних хімреагентів полягають у наступних факторах: негерметичність систем та обладнання та порушення в техніці безпеки при проведенні технологічних операцій.

У природоохоронній діяльності на підприємстві, крім традиційних напрямів моніторингу стану довкілля, раціонального використання водних та рекультивованих земельних ресурсів, охорони повітряного басейну, капітального ремонту та заміни аварійних ділянок нафтозбірних мереж, водоводів, ємностей активно впроваджуються новітні технології охорони навколишнього середовища.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Акульшин А. І. Експлуатація нафтових та газових родовищ М., Надра, 1989.

2. Гіматутдінова Ш.К. Довідкова книга з видобутку нафти. М., Надра, 1974.

3. Істомін А. З., Юрчук А. М. Розрахунки у видобутку нафти. М.: Надра, 1979.

4.Інструкції з охорони праці для робітників цеху видобутку нафти та газу. Уфа, 1998.

5. Міщенко І. Т. Розрахунки у видобутку нафти. М., Надра, 1989.

6.Муравйов В. М. Експлуатація нафтових та газових свердловин. М., Надра, 1978.

7.Правила безпеки в нафтогазовидобувній промисловості. М., Надра, 1974

8. Виробничий матеріал ТОВ НГВУ «Октябрьскнафта».2009 2010.

9.Довідник з нафтопромислового обладнання. М., Надра, 1979.

10. Шматов В.Ф. , Малишев Ю.М. Економіка, організація та планування виробництва на підприємствах нафтової та газової промисловості М., Надра, 1990 .

Федеральне агентство з освіти

Державний освітній заклад вищого професійного

Освіта

«УФІМСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ НАФТОВИЙ ТЕХНІЧНИЙ

УНІВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Нафтогазпромислового обладнання»

навчальної практики

Студент групи МПЗ - 02 - 01 А.Я. Ісламгулів

Керівник практики від Р.Р. Сафіуллін

кафедри к.т.н. доцент

Загальна характеристика підприємства

Нафтопромислове виробниче управління «Аксаковнефть» утворилося 1955 року у зв'язку з відкриттям свердловини № 3 Шкаповського нафтового родовища буряною бригадою майстра І.З. Пояркова 23 листопада (малюнок 1).

Малюнок 1 – Свердловина № 3

З самого початку своєї діяльності НПУ «Аксаковнафта» належала до тресту «Башнафта», що перебуває в м. Уфі, який був переформований в акціонерну нафтову компанію «Башнафта»,

На балансі НГВУ знаходиться 15 родовищ. Вилучені залишкові запаси становлять на 1.01.2004 року 22,358 млн.т (не враховуючи приросту запасів 2004г). За поточних обсягів видобутку нафти забезпеченість запасами 21 рік. В даний час розвідувальне буріння ведеться на 2 площах: Афанасьєвській та Лісовській.

Родовища ТОВ НГВУ «Аксаковнафта» вказані малюнку 2.

З початку розробки видобуто 229 937 т т нафти. План з видобутку нафти 2004 р виконується на 100,2 %, понад план видобуто 2 тис. тонн нафти.

Малюнок 2 – Оглядова карта родовищ

Введено в експлуатацію 21 нових свердловин, запланованих 20. Видобуто нафти з нових свердловин 31768 т при плані 27000 т. Дебіт нових свердловин 9,5 т/сут при плані 7,8 т/сут.

Введено в експлуатацію 6 нових свердловин нагнітальних при планованих 6.

З бездіяльності введено в експлуатацію 26 свердловин за плану 26.

Період облаштування свердловин за нормативу 17 діб становив 7,7 діб.

Зібрано 39754 тис.м3 попутного газу, зокрема понад план 422 тис м3. Рівень використання ресурсів попутного нафтового газу 96,3% за плану 95,1%.

Основна увага приділяється впровадженню нової техніки та прогресивних технологій, підвищенню нафтовіддачі пластів та ефективності геолого-технічних заходів (рисунок 3).

За рахунок нових технологій збільшення нафтовіддачі пластів видобуто 348 т. За минулий період року проведено великий обсяг робіт із виконання геолого-технічних заходів. Так за плану 467 виконано 467 заходів. Ефективність складає 113,8 тис.т.

Питома ефективність за планом 243,3 т/мер. становитиме 243,7 т/мір.

Рисунок 3 – Технологія збільшення прийомистості нагнітальної свердловини за технологією з використанням колтюбінгової установки.

Одним із етапів реорганізації АНК «Башнафта» стало приєднання у липні минулого року колективу Шкаповського газопереробного виробництва до ТОВ НГВУ «Аксаківнафта». За 2004 р. перероблено 39 млн. 208 тис. куб попутного нафтового газу при плані 34 млн. 712 тис. м3, перевиконання склало 4496 тис.м3 або +13% до плану.

ТОВ НГВУ «Аксаковнафта» - підприємство з високорозвиненою технікою та технологією нафтовидобутку та регіональною інфраструктурою розташоване у південно-західній частині Республіки Башкортостан за адресою п. Приютове, вул. Вокзальна 13. Це сучасне високорозвинене підприємство – підрозділ об'єднання «Башнефть» із передовою технікою та технологією видобутку та підготовки нафти.

Основною метою є отримання прибутку та задоволення суспільних потреб у товарах та послугах, що виробляються ним. Основними видами діяльності є:

Видобуток нафти та газу та їх підготовка;

Облаштування, капітальний та підземний ремонт свердловин:

Ремонт та будівництво автошляхів;

Надання платних послуг населенню;

виробництво товарів народного споживання;

Влаштування, експлуатація та ремонт нафтопромислових об'єктів та об'єктів соціального призначення;

Транспортні послуги; послуги спеціальної техніки;

Виробництво та реалізація пари та води;

Підготовка та підвищення кваліфікації кадрів;

Проведення єдиної з Компанією економічної, цінової, технічної та екологічної політики;

Суспільство здійснює свою діяльність на основі чинного законодавства Російської Федерації та республіки Башкортостан, Статуту, рішень органів управління Товариства та укладених договорів.

Статутний капітал Компанії, його рух відбивається на балансі Управління ВАТ АНК «Башнефть».

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ

РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

ФЕДЕРАЛЬНЕ АГЕНТСТВО З ОСВІТИ

ГОУВПО «УДМУРТСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»
НАФТОВИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Розробка та експлуатація нафтових та газових родовищ»

за другою виробничою практикою
Зміст
1. Вступ…………………………………………………………………… .3

2. Характеристика родовища……………………………………………4

3. Об'єкти розробки та їх характеристика…………………………………5

4. Колекторські властивості продуктивних пластів…………………………11

5. Фізичні властивості пластової рідини (нафти, газу, води)…………12

6. Показники розробки покладу (продуктивного пласта)…………………17

7. Схема установки свердловинного штангового насоса (УСШН)…………....18

8. Свердловинні штангові насоси, їх елементи……………………………19

9. Різьбові з'єднання насосно-компресорних труб та

насосних штанг……………………………………………………………...22

10. Схема установки електровідцентрового насоса (УЕЦН)………………25

11. Технологічний режим роботи УСШН за постійної

12. Технологічний режим роботи УСШН за періодичної

відкачування рідини .................................................. .......................................27

13. Технологічний режим роботи УЭЦН………………………………….28

14. Прилади на дослідження роботи свердловинних насосов……………....29

15. Результати дослідження роботи УСШН………………………………..37

16. Конструкція газопіскових якорів……………………………………….38

17. Пристрої для боротьби з відкладеннями парафіну

підземному обладнанні………………………………………………….39

18. Схема групової вимірювальної установки……………………………………40

19. Схема ДНС………………………………………………………………….41

20. Автоматизація роботи установок свердловинних насосів………………...42

21. Функціональні обов'язки оператора з видобутку нафти та газу …….43

22. Забезпечення вимог щодо охорони праці під час обслуговування

видобувних свердловин……………………………………………………...44

23. Звітна документація у бригаді з видобутку нафти…………………….47

24. Структура нафтогазовидобувного підприємства………………………...49

25. Вимоги щодо охорони навколишнього середовища при видобутку нафти………….50

26. Техніко-економічні показники діяльності НГДУ………………51

Список використаної літератури…………………………………………...53

1. ВВЕДЕННЯ

Я проходив практику у ВАТ «Удмуртнафта» НГВУ «Воткінськ» на Мишкінському родовищі у бригаді з видобутку нафти та газу. Перебував на посаді оператора з видобутку нафти та газу 4 розряди.

Мене закріпили за оператором д/н 5 розряду, під керівництвом якого я проходив практику. За час практики я пройшов інструктажі з т/б та електробезпеки, ходив на обходи, де спостерігав за роботою СК та ГЗУ, працював на ЕОМ, де склав електронну версію різних схем.

У мене залишилися гарні враження від практики. По-перше, майстер стежив за тим, щоб я отримав якомога більше інформації про обов'язки оператора з видобутку нафти і газу: давав вказівки оператору, що закріпив за мною, після 3-х тижнів практики провів іспит з отриманих мною знань. По-друге, бажання самих операторів розповідати про свою роботу.

Майже щодня перебував у різних роботах. Я не розчарувався у обраній мною професії і радий, що навчаюсь саме на цій спеціальності.

^ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА МІСТОРОДЖЕННЯ

Мішкінське родовище нафти відкрито в 1966 р. і розташоване на межі Воткінського та Шарканського районів на північ від міста Воткінська.

Площа родовища розташована в басейні річки Кама і займає вододіли річок Вотка та Сіва. Абсолютні позначки рельєфу змінюються від 140 – 180 м на півдні, до 180 – 250 м на півночі. Площа Мишкинського родовища на 70% зайнята хвойними лісами, решта зайнята сільськогосподарськими угіддями.

Клімат району помірно-континентальний, із тривалою зимою. Середньорічна температура +2С, морози у січні – лютому іноді досягають -40С. Середня глибина промерзання ґрунту 1,2 м, товщина снігового покриву 60 – 80 см.

Водозабір для цілей ППД розташований на річці Сіва. Джерело енергопостачання – підстанція 220/110/35/6 кВ «Сіва». Підготовка нафти здійснюється на Мишкінському ЦКПН, розташованому біля родовища.

Мішкінська структура ускладнена двома куполами: західним – Воткінським та східним – Черепанівським.
^ 3. ОБ'ЄКТИ РОЗРОБКИ ТА ЇХ ХАРАКТЕРИСТИКА

На Мішкінському родовищі нафтопрояви зареєстровані в породах турнейського ярусу та яснополянського надгоризонту (пласти Тл-0, Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III), нижнього карбону, у башкирському ярусі та верейському горизонті (пласти B-II, B-III) московського ярусу середнього карбону.

Нафтогазоносність розрізу вивчалася по керну, зразкам бічного ґрунтоносу, аналізом матеріалів промислово-геофізичних досліджень, газового каротажу та результатам випробування свердловин на приплив.

Турнейський ярус

У турнейських відкладах виявлено три поклади нафти, присвячені трьом структурам: Західному та Східному куполам Воткінського та Черепанівського підняття. Промислово-нафтоносним є пласт пористо-кавернозних вапняків у покрівлі черепетського горизонту потужністю до 36 м. Найбільш висока частина покладу нафти зустрінута на Воткінському піднятті, у свердловині № 180 на позначці 1334 м. Поклад невеликого розміру виявлена ​​в районі .

Зазначається нахил поверхні ВНК (від скв. № 189 до скв. № 183) Західно-Воткінського купола в межах 2 – 2,5 м. Тому ВНК прийнято на позначці 1356 – 1354 м. Висота покладу нафти на Західно-Воткінському куполі 32 м, Розміри її близько 8x5 км.

На Східно-Воткінському куполі середнє положення ВНК умовно приймається на позначці 1358 м. Висота поклади на цій куполі в районі скв.№ 184 близько 5 м, розміри її 3x1,5 км.

На Черепанівському піднятті ВНК умовно приймається на позначці 1370 м. Висота покладу нафти цього підняття 4,5 м, її розміри близько 4,5x2 км. Наявність щільних прошарків, що простежуються на великій площі і випробування прикупольних свердловин 211, 190, 191 доводять шарувато-масивну будову землі.

Нафтовиявлення Кізилівського горизонту зустрінуті в його нижній частині в пласті тонкопористих вапняків. Результати випробування свідчать про погані колекторські властивості продуктивного пласта кизиловского горизонту.

ВНК кизилівського покладу умовно приймаємо на позначці 1330,4 - 1330 м-коду.

Яснополянський надгоризонт

У яснополянському надгоризонті нафтопрояви приурочені до пластів пористих пісковиків та алевролітів тульського та бобриківського горизонтів.

У бобриківському горизонті простежуються три пористі пласти. Промисловий приплив нафти із пласта Бб-III отриманий у свердловині № 211 та нафта з водою зі свердловини № 190.

Пласт Бб-II простежений у всіх свердловинах, що розкрив нижній карбон і тільки в свердловині № 191 заміщений непроникними породами.

Потужність пласта Бб-II змінюється від 0 до 2 м, а Бб-I від 0,8 до 2,5 м. З пласта Бб-I промислові притоки нафти отримані свердловині № 189 разом з іншими пластами.

У тульському горизонті промислова нафтоносність встановлена ​​у трьох пластах Тл-0, Тл-І, Тл-ІІ. У яснополянському надгоризонті поклади нафти присвячені структурам: Західно- та Східно-Воткінському куполам та Черепетському підняттю. Найбільш незначні потужності непроникних прошарків, що розділяють нафтоносні пласти яснополянського надгоризонту, а часто з'єднання проникних пластів один з одним і їх літологічна мінливість дозволяють припускати про шарувато-пластовий тип покладів з єдиним ВНК для всіх пластів Воткінського підняття і окремо для пластів Черепанівського.

ВНК Черепанівського підняття для тульських пластів Тл-І, Тл-ІІ, Тл-0 приймаємо по підошві пласта Тл-ІІ, що дала безводну нафту в свердловині № 187 на позначці 1327,5 м.

Башкирський ярус

Нафтовиявлення у відкладах башкирського ярусу зустрінуті у всіх свердловинах, що розкрили поклад нафти та охарактеризовані керном. Причому нафтопрояви розміщуються у верхній, більш щільній частині розрізу. Потужність ефективних прошарків коливається в широких межах від 0,4 до 12,2 м. У деяких свердловинах під час випробування приток не отримано або отримано після солянокислотної обробки вибоїв. Значні коливання величин приток дозволяють припускати складне будову колектора як у розмірі, і за площею. Наявність значних дебітів ймовірно вказує на наявність великої кавернозності або тріщину в колекторі. Найбільш високу частину нафти Воткінського підняття зустрінуто в свердловині № 211 на позначці 1006,6 м. Висота покладу близько 38 метрів, розміри покладу в межах 16x8 км. ВНК умовно приймається на позначці 1044 м-коду.

З алеж нафти Черепанівського підняття вивчена недостатньо. Вона відокремлена від покладу Воткинського підняття зоною погіршення колекторських властивостей карбонатних порід. ВНК Черепанівського підняття прийнято на позначці 1044 м.

Верейський обрій

У верейському горизонті простежуються в основному два нафтові пласти, розділені пластами аргілітів і глинистих вапняків. Потужність ефективних нафтонасичених вапняків В-ІІІ коливається від 0,6 до 6,8 м (скв. № 201). Найбільш низька позначка з якою отримано безводну нафту 1042,8 метрів (скв. № 214). Найбільш висока позначка покладу нафти пласта В-III – 990 м. ВНК прийнято на позначці 1042 м. Висота поклади не більше прийнятого ВНК – 1042 метрів становить близько 52 м. Розміри її межах зовнішнього контуру близько 25x12 км. Потужність ефективної частини пласта коливається від 12 до 64 м.

Найбільш висока частина покладу пласта B-II розкрита в скв. № 211. ВНК прийнято на позначці 1040 м. Висота покладу в межах прийнятого ВНК - 104 м і дорівнює близько 50 м. Розміри покладу в межах зовнішнього контуру нафтоносності близько 25x12 км. Поклади нафти пластів В-ІІ та В-ІІІ пластового типу.

Ефективна частина пласта B-I простежується в усіх свердловинах. Результати випробування вказують на низьку проникність пласта, а складне розташування пористих різниць на площі родовища ускладнюють оцінку можливої ​​нафтоперспективи пласта-I.

^ 4. КОЛЕКТОРСЬКІ ВЛАСТИВОСТІ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ
Турнейський ярус

Турнейський ярус представлений карбонатними породами – вапняками черепетського та кизилівського горизонтів. У свердловинах виділяється від 1 (скв. № 212) до 29 (скв. № 187) пористих прошарків. Потужність пористих різниць, що виділяються, змінюється від 0,2 до 25,2 м. Сумарна потужність колекторів черепетського горизонту у вивченій частині коливається від 10,8 (скв. № 207) до 39,2 м (скв. № 193). Майже у всіх свердловинах у покрівлі турнейського ярусу виділяються прошарки, як правило, це одиночний пласт потужністю близько 2 м, але в деяких свердловинах (195, 196) з'являється більша кількість тонких пористих прошарків, кількість яких досягає 8. Загальна потужність кизелівського колектора зростає в цьому у разі до 6,8 м.
Яснополянський надгоризонт

Відкладення яснополянського надгоризонту представлені чергуванням пісковиків, алевролітів та глин бобриківського та тульського горизонтів. У складі бобриківського горизонту виділяються пласти пісковиків Бб-II та Бб-I, а у складі тульського горизонту Тл-0, Тл-I, Тл-II. Ці пласти простежуються по всій площі Мишкинського родовища. Загальна потужність колекторів бобриківського та тульського горизонтів коливається від 7,4 м (скв. № 188) до 24,8 м (скв. № 199).
Башкирський ярус

Представлений чергуванням щільних і пористих вапняків. Вапняки не глинисті. Наведений відносний параметр Jnj змінюється від 0,88 у щільних прошарках до 0,12 – 0,14 у високопористих різницях. Такий характер зміни Jnj свідчить про значну кавернозність вапняків. Кількість пористих пропластків у свердловинах площею змінюється від 5 (скв.№ 255) до 33 (скв.№ 189). Потужність пористих різниць, що виділяються, коливається в межах від 0,2 до 21,0 м. Сумарна потужність колекторів башкирського ярусу коливається від 6,8 м (скв.205) до 45,5 м (скв.№201).
Верейський обрій

Верейські відкладення представлені чергуванням алевролітів та карбонатних порід. Продуктивний пласт присвячений карбонатним відкладенням пористим і проникним. Виділяється два пласти В-III та B-II.

Сумарна потужність колекторів верейського горизонту змінюється від 4,0 (скв. № 198) до 16,0 м (скв. № 201). Потужність окремого проникного прошару змінюється площею від 0,4 до 6,4 м.
Зведені дані про колекторські властивості продуктивних пластів

^ 5. ФІЗИЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ПЛАСТОВОЇ РІДИНИ

(НАФТА, ГАЗ, ВОДА)
НАФТА
Верейський обрій

З аналізу глибинних проб випливає, що нафти верейського горизонту важкі, високов'язкі, величина щільності нафти пластових умовах перебуває у межах 0,8717 – 0,8874 г/см 3 у середньому становить величину 0,8798 г/см 3 . В'язкість нафти у пластових умовах коливається не більше 12,65 – 26,4 СП й у розрахунках приймалася 18,4 СП.

Середнє значення тиску насичення прийнято рівним 89,9 атм. Нафти верейського горизонту слабко насичені газом, газовий чинник становить величину 18,8 м 3 /т.

За результатами аналізу поверхневих проб нафти встановлено: густина нафти становить 0,8963 г/см 3 ; у нафтових пробах верейського горизонту міститься 3,07% сірки, кількість селикогелевих смол коливається не більше 13,8 - 21% і становить середньому 15,6%. Вміст асфальтенів знаходиться в межах 1,7 – 8,5% (середнє значення 4,6%), а вміст парафіну 2,64 – 4,8% (середнє 3,6%).
Башкирський ярус

Дані аналізу показують, що нафту башкирського ярусу легше, ніж нафти інших пластів Мишкинського родовища, щільність нафти в пластових умовах становить 0,8641 г/см 3 . В'язкість нафти нижче, ніж по верейському горизонту і визначено 10,3 сп. Тиск насичення башкирським ярусом слід прийняти рівним 107 атм. Газовий фактор пластом дорівнює 24,7 м 3 /т. Результати аналізу показують, що середнє значення густини нафти становить 0,8920 г/см 3 . Вміст сірки в нафті башкирського ярусу варіює від 22,4 до 3,63% і в середньому 13,01%. Кількість селікогелевих смол коливається від 11,6% до 18,7% та в середньому становить 14,47%. Зміст асфальтенів знаходиться в межах 3,6 – 6,4% (в середньому 4,51%), а вміст парафіну 2,7 – 4,8% (середня 3,97%).
Яснополянський надгоризонт

Нафта тульського горизонту важка, частки 0,9 г/см 3 високов'язка 34,2 сп. p align="justify"> Газовий фактор становить 12,2 м 3 /т, тиск насичення нафти газом 101,5 атм., що обумовлено високим вмістом азоту в газі до 63,8 об'ємних відсотків.

Поверхневі проби нафти яснополянського надгоризонту відібрали з 8 свердловин. Щільність нафти за наслідками аналізу поверхневих проб становить величину 0,9045 г/см 3 . Вміст сірки  3,35%, вміст асфальтенів 5,5%, вміст парафіну 4,51%.
Турнейський ярус

В'язкість нафти у пластових умовах становила 73,2 сп. Щільність нафти 0,9139 г/см3. Газовий фактор 7,0 м-коду 3 /т. об'ємний коефіцієнт 1,01. Поверхневі проби нафти турнейського ярусу було відібрано з 8 свердловин. Середня щільність нафти становить 0,9224 г/см3. Збільшений вміст селикогелевих смол 17,4 – 36,6% (середнє 22,6%). Зміст асфальтенів та парафіну становить у середньому 4,39% та 3,47% відповідно.
^ ПОПУТНИЙ ГАЗ

У складі попутного газу міститься підвищена кількість азоту. По турнейському ярусу середнє його значення становить 93,54%, по яснополянському надгоризонту - 67,2%, по башкирському ярусу - 44,4%, по верейському горизонту - 37,7%. Такий вміст азоту, а також низькі газові фактори дають змогу використовувати попутний газ як паливо лише на потреби промислових підприємств.

За змістом гелію в контурному газі яснополянського (0,042%) надгоризонту та черепетського ярусу (0,071%) він представляє промисловий інтерес, але через низькі газові чинники, тобто. малого видобутку гелію, рентабельність видобутку його ставиться під сумнів. Зміст гелію в попутному газі верейського горизонту та башкирського ярусу відповідно дорівнює 0,0265% та 0,006%.
^ ПЛАСТОВА ВОДА
Верейський обрій

Водорясність пластів верхньої частини верейського горизонту практично не вивчена. Пластові розсоли мають щільність 1,181 г/см 3 першу солоність - 70, містять В - 781 мг/л, J - 14 мг/л і В 2 Про 2 - 69,4 мг/л. У складі водо-розчиненого газу різко переважає азот - 81%, метан - 13%, етан - 3,0%, більш важкі - 0,3%.
Башкирський ярус

Води башкирських відкладень мають близький іонно-сольовий склад і дещо меншу мінералізацію та метаморфізацію, ніж води вищих та нижчих комплексів. Мінералізація вод башкирських відкладень вбирається у 250-260 мг/л., Cl – Na/Mg вбирається у 3,7; SO 4 /Cl не перевищує 0,28; вміст мг/л брому 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 - 28-39; калію – 1100; стронцію – 400; літію – 4,0.
Яснополянський надгоризонт

Їх характерна висока мінералізація, метаморфізація, відсутність асфальтенів, високі вмісту брому і йоду, не перевищують 50 мг/л. Незначні вмісту сульфатів служить корелятивом для відмінності вод яснополянського комплексу від вод вище та нижче комплексів.

Середня газонасиченість пластових вод яснополянських відкладень 0,32 – 0,33 г/л. Склад газу азотний, вміст вуглеводнів близько 3 – 3,5 %, аргону – 0,466 %, гелію – 0,069 %. Газ контактного дегазування складається із азоту 63,8 %, метану 7,1 %, етану 7,9 %, пропану 12,1 %.
Турнейський ярус

Мінералізація вод турнейського ярусу дорівнює 279,2 г/л; S - 68; SO 4 /Cl - 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; У 2 Про 3 – 169 мг/л. Вода відкладень турнейського ярусу різко відрізняється від вод яснополянських відкладень, що говорить про ізольованість водоносних пластів горизонту.

Води турнейського ярусу сильно мінералізовані. Їх характерні високі вмісту кальцію 19 %, еквівалентний коефіцієнт Cl-Na/Mg вище 3; SO 4 /Cl - 100-0,12 * 0,25. Вміст брому 552-706 мг/л; йоду 11-14 мг/л; NH 4 79-89 мг/л; 2 Про 3 39-84 мг/л; калію 1100 мг/л; стронцію 4300 мг/л;
Фізико-хімічні властивості нафти у пластових умовах

Фізико-хімічні властивості газу

Фізико-хімічні властивості пластових вод

^ 6. ПОКАЗНИКИ РОЗРОБКИ ЗАЛЕЖИ

(продуктивного пласта)

У цій «Технологічній схемі розробки Західно-Чигоринського родовища» обґрунтовано оптимальний варіант подальшої розробки родовища.
Робота виконана відповідно до технічного завдання ВАТ «Сургутнафтогаз», та затверджених регламентуючих документів.

Вступ

2.Аналіз структури фонду свердловин.
3.Геологічна характеристика родовища.
4.Геолого-технологічна модель родовища.
5.Геолого-промислове обгрунтування варіантів розробки.
6.Технологічні показники варіантів розробки.
7.Запаси нафти та розчиненого газу.
8.Техніка безпеки для операторів з видобутку нафти та газу.
9.Технологічний режим роботи для видобувних свердловин.
10. Видобуток нафти електрозанурювальними установками.
11. Видобуток нафти за допомогою свердловинних штангових насосів.

Файли: 1 файл

ФЕДЕРАЛЬНЕ АГЕНТСТВО З ОСВІТИ

Державний освітній заклад вищої професійної освіти

«Тюменський державний нафтогазовий університет»

Кафедра «Розробка та експлуатація нафтових родовищ»

за першою виробничою практикою

з « » 20 р. по « » 200 р.

на підприємстві

Студента

групи НР-09-1 спеціальності

«Розробка та експлуатація нафтових та

газових родовищ»,

спеціалізація: «Розробка нафтових родовищ»

Від підприємства

(Посада) П. І. О.

Оцінка захисту:

м. Когалим, 2012 р.

Вступ

1.Загальні відомості про родовище.

2.Аналіз структури фонду свердловин.

3.Геологічна характеристика родовища.

4.Геолого-технологічна модель родовища.

5.Геолого-промислове обгрунтування варіантів розробки.

6.Технологічні показники варіантів розробки.

7.Запаси нафти та розчиненого газу.

8.Техніка безпеки для операторів з видобутку нафти та газу.

9.Технологічний режим роботи для видобувних свердловин.

10. Видобуток нафти електрозанурювальними установками.

11. Видобуток нафти за допомогою свердловинних штангових насосів.

ВСТУП

В адміністративному плані Західно-Чигорінське родовище знаходиться в Сургутському районі Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області.

Родовище розташоване на території трьох ліцензійних ділянок, надрокористувачем яких є ВАТ «Сургутнафтогаз»:

• Чигоринський ЛУ (ліцензія ХМН № 00684, видана 03.12.1997, термін закінчення
  дії ліцензії 31.12.2040),
• Ай-Пімський ЛУ (ліцензія ХМН № 00560, видана 29.09.1993, термін закінчення
  дії ліцензії 31.12.2055),
• Західно-Ай-Пімський ЛУ (ліцензія ХМН № 00812, видана 04.06.1998, термін
  закінчення дії ліцензії 31.12.2055),

Відстань до найближчого населеного пункту – сел. Нижньосортимський - 60 км. Відстань до м. Сургут – 263 км.

Родовище відкрито у 1998 році, введено у дослідно-промислову експлуатацію у 2003 році на підставі «Технологічної схеми дослідно-промислової розробки», складеної ТО «СургутНІПІнафта» (протокол ТКР ХМАО № 259 від 06.12.2001).

У зв'язку з вищими темпами освоєння родовища у перші два роки експлуатації (2003-2004 рр.) фактичні обсяги видобутку нафти перевищували проектні рівні. З метою коригування технологічних показників розробки у 2005 році ТО «СургутНІПІнафта» складено «Аналіз розробки Західно-Чигоринського родовища» (протокол ТО ЦКР Роснедра за ХМАО № 630 від 27.04.2005).

Даний проектний документ «Технологічна схема розробки Західно-Чигоринського родовища» складено у 2006 році відповідно до рішення ТО ЦКР Роснедра з ХМАО (протокол № 630 від 27.04.2005).

За період дослідно-промислової розробки Західно-Чигоринського родовища:

Уточнено геологічну будову та фільтраційно-ємнісні властивості
основного експлуатаційного об'єкта АС та,

• підраховані та затверджені у ДКЗ Роснедра запаси нафти (протокол №1280 від
  03.11.2006),
• оцінено ефективність реалізованої системи розробки.

У цій «Технологічній схемі розробки Західно-Чигоринського родовища» обґрунтовано оптимальний варіант подальшої розробки родовища.

Робота виконана відповідно до технічного завдання ВАТ «Сургутнафтогаз», та затверджених регламентуючих документів.

1. ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО МІСЦЯРОДЖЕННЯ

Адміністративно-географічне становище. Західно-Чигорінське родовище виділено на території трьох ліцензійних ділянок: Ай-Пімського ЛУ(північно-східна частина родовища), Західно-Ай-Пімського ЛУ (центральна частина) та Чиго-ринського ЛУ (південно-східна частина, рис. 1.1).

В адміністративному плані родовище розташоване на території Сургутського району Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області. Найближчий населений пункт - п. Нижньосортимський, розташований за 60 км на північний схід від родовища. Центр Сургутського району – м. Сургут, розташований за 263 км на південний схід від родовища. У фізико-географічному відношенні присвячено Сургутській болотній провінції Західно-Сибірської фізико-географічної країни. Родовище знаходиться в зоні діяльності ВАТ «Сургутнафтогаз», НГВУ "Нижньосортимськ-нафта".

Клімат континентальний. Зима тривала, сувора та снігова. Середня температура найхолоднішого місяця, січня -21.4°С. Товщина снігового покриву до 60-75 см. Тривалість періоду із стійкими морозами становить 164 дні. Літо коротке (50-60 днів), помірно тепле та похмуре, з частими заморозками. Середня температура найтеплішого місяця (липня) +16.8°С, з абсолютним максимумом +34°С. У цілому нині клімат району типовий для зони тайги.

Гідрографія. Родовище розташоване в міжріччі річок Німатума, Юмаяха, Тотімаяун. За характером водного режиму річки відносяться до типу річок з весняно-літньою повінью і паводками в теплу пору року. Основною фазою водного режиму є повінь, на яку в окремі роки припадає до 90% річного стоку. Воно починається у третій декаді квітня і закінчується у червні. Значні простори заболочені (60.1%). Заозереність території району робіт становить 17,2%. Поряд з дрібними озерами на території родовища розташовані й великі: Вочілілор, Вонтир'я-вінлор, Евынг'єханлор, Нум-Вочкоультунглор, Вочкоультунглор, Отінепатилор.

Ґрунти. На автоморфних поверхнях домінують ілювіально-залізисті та ілювіально-гумусові підзоли. Серед болотних типів ґрунтів виділяються торф'яно-, торф'яно-глеєві та торф'яні на верхових торфовищах, а також торф'яно-перегнійно-глеєві. У заплавах річок переважають заплавні торф'янисто-перегнійно-глейові та заплавні слабопідзолені ґрунти.

Рослинність. Відповідно до геоботанічного районування Західного Сибіру (Ільїна, Махно, 1976) територія родовища розташована в північній підзоні тайги.

У ландшафтній структурі території переважають болота різного типу (60.1% площі), в основному, грядово-мочажинні та озерково-грядово-мочажинні, а також плоскобугристі болота. Соснові та сосново-березові ліси приурочені до придолинних ділянок (лісистість – 17.3%). У заплавах та долинах річок переважають сосново-березові та кедрово-соснові ліси (близько 5.4%).

Тваринний світ. Відповідно до зоогеографічного районування Тюменської області (Гашев, 2000) Західно-Чигорінське родовище розташоване в межах Сургутської зоогеографічної провінції. Тваринний світ представлений фауною озерно-болотних біотопів (ондатра, заєць-біляк, водоплавні: почкові та річкові качки), у лісових біотопах зустрічаються представники борової дичини (тетерів, глухар, рябчик), а також білка, бурундук.

Землекористування та території, що особливо охороняються. На території Західно-Чигоринського родовища є території з особливим статусом природокористування – водоохоронні зони, кедрові насадження, родові угіддя (рис. 1.1).

Водоохоронні зони виділені вздовж річок та навколо озер шириною від 100 до 500 м, займають 5132 га (близько 45% площі родовища). Окремими масивами вздовж русел річок зустрічаються кедрові насадження – 172 га (1.5%).

Постановою Глави Адміністрації Сургутського району №124 від 30.11.1994 р. та Рішенням районної комісії в Ситомінській сільській адміністрації Сургутського району на території родовища виділено родове угіддя №12С, на якому здійснюють господарську діяльність 4 сім'ї (12 осіб) з числа корінних малочисних осіб. Півночі - ханти (сім'ї Лоземова К.Я., Лоземова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозя-мовий Л.І.). Між ВАТ «Сургутнафтогаз» та головами родових угідь укладено економічні угоди, які передбачають комплекс соціально-економічних заходів.

Господарська діяльність у водоохоронних зонах визначена Постановою уряду РФ №1404 від 23.11.1996 «Положення про водоохоронні зони водних об'єктів та їх прибережних захисних смугах», РД 5753490-028-2002 «Регламент з охорони навколишнього середовища при проекті одиночних пошуково-розвідувальних свердловинах ВАТ «Сургутнафтогаз», що розташовані у водоохоронних зонах водних об'єктів Ханти-Мансійського автономного округу»; кедрових насадженнях - Лісовим кодексом Російської Федерації № 22-ФЗ від 29.01.1997; родових угіддях - Постановою Глави Адміністрації Сургутського району №124 від ЗОЛ 1.1994 р.

Виробнича інфраструктура. Західно-Чигорінське нафтове родовище знаходиться в зоні діяльності НГВУ «Нижньосортимськнафта», що має розвинену виробничу інфраструктуру: пункт збору та підготовки нафти, дожимні насосні станції, систему напірних та міжпромислових нафтопроводів, газопроводів, мережу автомобільних доріг, систему електропостачання, бази виробничого.

На момент виконання роботи на родовищі збудовано: 11 кущових майданчиків; система нафтогазозбирання протяжністю 26.1 км:

• одна дожимна насосна станція проектною потужністю 10.0 тис.м/добу, з вуста
  новкою попереднього скидання пластової води, продуктивністю 10.0 тис.м 3 /сут.
  Завантаження потужностей на 01.01.2006 становило 12%;
• нафтопровід зовнішнього транспорту нафти із Західно-Чигоринського родовища
  до точки врізання в нафтопровід із Біттемського родовища, довжиною 15.0 км;

кущова насосна станція, продуктивністю 7.2 тис. м3/добу. Завантаження потужностей на 01.01.2006 становило 44%;

У районі КНС пробурено чотири водозабірні свердловини на сеноманські гори
парасолька, обладнана високонапірними занурювальними насосними установками.
вом яких здійснюється закачування води;

Система високонапірних водоводів завдовжки 18.55 км;
трансформаторна підстанція ПС 35/6;

• високовольтна лінія ПЛ-35кВ від ПС110 Біттемського родовища до Заходу
  но-чигоринського родовища, протяжністю 15.8 км;
• автомобільна дорога з асфальтобетонним покриттям від ДНЗ Західно-
  Чигоринського родовища до врізання в коридор з Біттемського родовища» про
  довжиною 13.5 км;

Під'їзди до кущів завдовжки 26.15 км.

Система збирання газу на родовищі не розвинена. На розташованому в межах 20 км Біттемському родовищі побудовано газотурбінну електростанцію. Коефіцієнт утилізації газу на 01.01.2006 р. становив 2.76%.

Найближчим пунктом підготовки нафти є Алехінський ЦПС, розташований за 95.8 км від родовища. Здача нафти до системи «Транснефти» складає НПС «Західний Сургут».

Електропостачання здійснюється від системи "Тюменьенерго". Головним джерелом електропостачання Західно-Чигоринського родовища є ПС 35/6 кВ «Біт-темська» (2x25 МБ А).

Електропостачання майданчикових об'єктів Західно-Чигоринського родовища здійснюється від ПС 35/6 кВ (2x6,3 МБ А) № 252, розташованого в районі технологічного майданчика ДНР.

При розробці родовища постачання матеріалами та обладнанням проводиться з м. Сургута, що має великий залізничний вузол, річковий порт та аеропорт, здатний приймати пасажирські та великовантажні транспортні літаки.

Найближче селище Нижне-Сортимське забезпечене кваліфікованими трудовими ресурсами. При НГВУ «Нижньосортимськнафта» розвинена система ремонтних підрозділів та служб.

2.АНАЛІЗ СТРУКТУРИ ФОНДУ СВЕРДЛОВИН.

Станом на 1.01.2006 на балансі підприємства числиться свердловин – 147, у тому числі добувних – 109, нагнітальних – 33, контрольних – 1, водозабірних – 4. Характеристика фонду свердловин наведена у табл. 2.1

На об'єкті АС12 фонд видобувних та нагнітальних свердловин – 129, у тому числі добувних – 96, нагнітальних – 33 (з них у відпрацюванні на нафту – 12).

На пластах АС11 і ЮСо числяться 13 ліквідованих розвідувальних свердловин.

У графічних програмах наведено карти поточного стану розробки об'єкта АС12. По об'єкту загалом продуктивність свердловин зазначена на карті відповідає звітності НГДУ, на картах кожного з пластів наведено розрахункову продуктивність, отриману в результаті модельних розрахунків.

Стан фонду задовільний. У недіючий фонд видобувних свердловин знаходиться 2 свердловини (2% фонду свердловин).

У грудні 2005 року діє 100 видобувних свердловин із середнім дебітом нафти 13.9 т/добу, середня величина вибійного тиску 12.8 МПа. Нагнітальних свердловин, що діють, - 21. Середня прийомистість нагнітальних свердловин - 152 м 3 /сут, при середньому гирловому тиску - 14.9 МПа.

Діапазон дебітів нафти (від 0.1 до 63.1 т/сут) для стадії розробки дуже великий. Для виявлення основних причин неоднакової продуктивності свердловин проведено багатофакторний аналіз геолого-промислової інформації, найбільш інформативні залежності показані на рис. 4.3.1. З наведених даних випливає: