Нефтянные месторождения

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Содержание

                                                                                                                                   Стр.

     Введение3

     1.Состояние  разработки нефтяных  месторождений…………………….....4   

     2. Способы эксплуатации нефтяных месторождений……………………..5

     3. Организационная структура НГДУ……………………………………....5

     4. Вспомогательные подразделения НГДУ…………………………………7

     5. Функции цехов основного и вспомогательного производств…………8

    6. Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции……………9

     7. Связь между цехами основного и вспомогательного производств…..12

     8. Структура диспетчерской службы и системы

          обслуживания скважин и установок…………………………………….13

     9. Организация учета  нефти по скважинам  и в целом по  НГДУ………..13

     10. Охрана труда и  окружающей среды…………………………………….13

     11. Наблюдательная сеть  и контроль 

            за состоянием окружающей среды……………………………………...15

     Заключение……………………………………………………………………..16

     Список  источников…………………………………………………………….17

     Приложение 1

     Приложение  2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Введение 

     НГДУ  «Октябрьскнефть» разрабатывает 19 нефтяных месторождений на территории 7 районов  Башкортостана. Действующий фонд скважин  составляет 1400 скважин. Объем годовой  добычи – более 750000 тонн. Численность  работающих составляет 1939 человек. В период с 1952 по 2002 года добыто более 102 000 000 тонн нефти. Введено в экспуатацию свыше 2000 скважин. 
 

     Добыча  нефти по годам составляла: 
 

                           Годы                                      Добыча нефти, тыс.тонн

                             1997                                                    943,3

                             1998                                                    916,0

                             1999                                                    875,6

                             2000                                                    810,3

                             2001                                                    801,0

                             2002                                                    765,0 
 

     Добыча  газа в 2000 году составила 19697,2 тысяч  м³. Из бурения и освоения введено скважин: а) нефтяных – 10

                          б) нагнетательных – 1

     Из  бездействия введено 27 скважин. Межремонтный период скважин составил 622 суток. Себестоимость  нефти возросла почти в 2 раза.  
 
 
 
 
 
 

     1.Состояние разработки нефтяных месторождений.

     Сегодня НГДУ «Октябрьскнефть» разрабатывает 19 месторождений, расположенных в 7 районах Башкортостана: 1) Абдулловское; 2) Березовское;

3) Кальшалинское; 4) Копей-Кубовское; 5) Михайловское; 6) Серафимовское (Леонидовка, Серафимовка, Константиновская, Болтаевская); 7) Солонцовское;

8) Тумбарлинсое; 9) Петропавловское; 10) Ташлы-Кульское (Комсомольская,Южно-Ташлы-Кульская, Ташлыкуль); 11) Санны (Гафуровское, Санны, Дмитривская, Шейхалинская, Новый Чермасан, Санны); 12) Троицкое; 13) Южно-Троицкое;

14) Рятамакское; 15) Илькино; 16) Суллинское; 17) Усень-Ивановское;

18) Дмитривское; 19) Стахановское.

     Планы по добыче, несмотря на высокую степень обводненности нефтяных пластов и позднюю стадию освоения месторождений, стабильно выполняются. Темпы падения уровня добычи в НГДУ «Октябрьскнефть» – самые низкие среди предприятий объединения «Башнефть». Сегодня коллектив управления обслуживает около 1,5 тыс.нефтяных скважин . Межремонтный период их работы вплотную приблизился к 500 суткам. Постоянно повышается и качество подготовки нефти. Более 96% всего углеводородного сырья, добытого серафимовскими промысловиками, сдается по первой и второй группе качества. Например, государственный план добычи нефти 2001г. выполнен на 100,3%, сверх плана добыто 3000т. Суточная добыча нефти на конец года составила 2497т, обводненность-78,7% весовых. От начальных балансовых запасов отобрано 32,7% от извлекаемых 82,4%.  Добыча нефти по сравнению с 1997г. снизилась на 142,3тыс.т. или на 15%, что отражает естественный процесс падения добычи на поздней стадии разработки. В последний год отбор жидкости стабилизировался, снижение отбора жидкости – всего 1,9т.                                                                                                                                                                                         План закачки в целом по НГДУ выполнен на 100,5%, закачано за год 2555,9тыс.м³.                                                                                                                       При плане эксплуатационного бурения 6000м пробурено 5999м или 100%. В эксплуатацию введено 12 скважин, в том числе 5 из разведки с суммарной годовой добычей нефти 4,4т при среднем дебите скважин 3,1т/сут.                                                                                                           

     НГДУ  «ОН» разрабатывает 19 месторождений. Южно-Троицкое месторождение введено в разработку в 1993г. Скважины Субханкуловского месторождения временно законсервированы в связи с малодебитностью, удаленностью и необходимостью замены нефтепровода.                                                                                 

     2.Способы  эксплуатации нефтяных  месторождений.

Различают следующие способы эксплуатации скважин:                                                       1.Фонтанный – при котором продукция скважин от забоя до устья поднимается за счет энергии пласта и флюида.                                                                                              2.Механизированный – при котором собственной энергии флюида недостаточно и вводится дополнительная энергия;

имеет следующие  разновидности :

- газлифт – для подъема жидкости в пласт через скважины закачивают газ

     -искусственный фонтан

-насосный: :                                                                                                                              а)штанговые насосы                                                                                                               

б)электро-центробежные                                                                                                      в)гидропоршневые                                                                                                                   

    г)диафрагменные

    В результате заключительной стадии разработки месторождения в НГДУ «Октябрьскнефть» применяется  только насосный способ эксплуатации штанговыми и электро-центробежевыми насосами.

3.Организационная структура НГДУ

      Под организационной структурой понимают совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соответствие и взаимосвязь между ними. Важнейшими показателями, характеризующими производственную структуру предприятия, является число цехов и других подразделений и их удельное значение в производстве. Основное производство составили подразделения: цеха добычи нефти (ЦДНГ), поддержания пластового давления (ППД), подготовки и перекачки нефти (ППН).

      Вспомогательное производство: прокатно-ремонтный цех  эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО),  прокатно-ремонтный цех электрооборудования  и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех  подземного и капитального ремонта скважин  (ЦПКРС), цех автоматизации производства (ЦАП), цех антикоррозийных покрытий и капитального ремонта трубопроводных сооружений (ЦАПиКРТС).

      Непромышленную  группу подразделений составили: учебно-курсовой комбинат (УКК), жилищно-эксплуатационный участок (ЖЭУ), Дом техники, детские учреждения.

      Цех добычи нефти и  газа № 1 Годовой объем добычи – 168 тысяч тонн. Фонд эксплуатационных скважин – 374. Межремонтный период работы – 676 суток. Эффективность одного геолого-технического мероприятия – более 150 тонн. Скважины промысла расположены в Туймазинском, Белебеевском, Ермекеевском районах.

     Цех добычи нефти и  газа № 2  Число работающих – 60 человек. Фонд скважин -315. Разрабатывает Михайловское и Копейкубовское нефтяные месторождения. Межремонтный период работы скважин – 562 суток. В год проводится более 130 геолого-технических мероприятий, за счет чего добывается до 23 тысяч тонн углеводородного сырья.

       Цех добычи нефти и газа № 3  Число работающих –75 человек. Фонд эксплуатационных скважин –477. Разрабатывает Стахановское месторождение и 7 нефтяных площадей. Годовой объем добычи – 231,5 тысяч тонн. За 47 лет жизни дал более 35 миллионов тонн нефти.

     Цех добычи нефти и  газа № 4 Самый молодой промысел, почти на сто километров отдален от основной базы. Разрабатывает 4 месторождения и 10 нефтяных площадей в Буэдякском, Благоварском и Давлекановском районах. Объем добычи в 2001 году составил 232000 тонн. Фонд эксплуатационных скважин – 325. Количество работающих – 57 человек. Со дня создания было добыто 8 миллионов тонн нефти. Действуют 4 горизонтальные скважины. Средний дебит – 9 тонн в сутки. 12 скважин с боковыми стволами. На промысле высокая эффективность от внедрения геолого-технических мероприятий: 37000 тонн дополнительной нефти в год. 

     Цех подземного и капитального ремонта скважин. Работает 194 человека: 8 бригад капитального ремонта и 11 бригад подземного ремонта скважин. В год в среднем производит более 200 капитальных ремонтов и около 1000 оперативных ремонтов скважин.  
 

4.Вспомогательные подразделения НГДУ

      ПРЦЭО - Ведет токарные, кузнечные, слесарные, сварочные, фрезерные работы, выпускает изделия из полиэтилена. Обеспечивает надежную и бесперебойную работу оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производств, осуществляет контроль за соблюдением технических правил его эксплуатации, проводит своевременный и качественный ремонт механического оборудования НГДУ, изготовляет механические изделия, запчасти, узлы к оборудованию. В соответствии с главной задачей на цех возложены следующие функции: участие в разработке месячных планов организационно-технических мероприятий и их выполнение; разработка годовых графиков НИР, профилактических осмотров; участие в составлении годовых заявок на оборудование, инструмент и материально-технические средства, необходимые для обеспечения производства; проведение текущего, среднего ремонта, монтаж и демонтаж всех видов наземного оборудования, сооружений и коммуникаций вспомогательного производства; изготовление запасных частей и узлов нестандартного оборудования, ремонтной оснастки, инструмента, необходимых  для ремонта, эксплуатации, реконструкции и модернизации оборудования, сооружений и коммуникаций и т.д.

      ПРЦЭиЭ - Обслуживает 1,5 тысяч километров линий электропередач, 10 подстанций, 864 трансформаторных пункта. 7 Бригад занимаются содержанием всего энергохозяйства НГДУ, ремонтом оборудования, электродвигателей. Обеспечивает бесперебойное снабжение производственных объектов электроэнергией, техническое обслуживание и проведение своевременного и качественного ремонта электрооборудования, электрических сетей и подстанций во всех подразделениях НГДУ. Цех разрабатывает совместно с отделом главного энергетика, ЦИТС и производственным отделом годовые графики ППР, профилактических осмотров и испытаний электрооборудования и их выполнение; эксплуатация и текущее обслуживание подстанций, линий электропередач и другого оборудования.

     ЦАП – обеспечивает техническое обслуживание и надежную работу контрольно- измерительных приборов и средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов.  
 
 
 
 
 
 

     5.Функции цехов основного и вспомогательного производств

     Главной задачей цехов по добыче нефти и газа является выполнение заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных технологических режимов работы производственных объектов. В соответствии с ней на цеха возложены следующие функции:

     1. Организация бесперебойной работы производственных объектов, осуществление оперативного контроля за выполнением производственных заданий добычи нефти и газа.

     2. Обеспечение работы скважин и  других производственных объектов  в строгом соответствии с установленными технологическими режимами и правилами технической эксплуатации.

     3. Контроль за состоянием производственных объектов и принятие мер по улучшению использования фонда скважин.

     4. Контроль за своевременным и  качественным выполнением работ,  предусмотренных планом организационно-технических  мероприятий, а также аварийных  работ на производственных объектах.

     5. Обеспечение своевременной технологической подготовки и передачи производственных объектов ремонтным бригадам, приема их после окончания ремонтных работ и оформление необходимой документации.

     6. Контроль за выполнением работ по вводу в эксплуатацию скважин, законченных бурением и освоением.

     7.  Определение потребностей в материально-техническом, транспортном ,ремонтном обслуживании, своевременное предоставление заявок в центральную  инженерно-технологическую службу (ЦИТС) и контроль за их выполнением, проведение исследовательских работ.

     8. Ведение оперативной документации  по учету нормативов работы  производственных объектов и  своевременное представление в  ЦИТС суточной информации о  выполнении производственного задания  по добыче нефти и газа, состоянии  фонда скважин и проведенных ремонтных работ и т.д. 
 
 

     Основными задачами цеха подготовки и перекачки  нефти (ЦППН) являются:

     1. Принятие с нефтепромыслов добываемой  продукции, ее разделение, учет  нефти и воды, сдача нефти потребителям, а пластовую воду – цеху ППД для закачки в нагнетательные скважины;

     2. Производит обезвоживание, обессоливание  и стабилизацию нефти;

     3. Каждую пятидневку проводит снятие  остатков нефти, один раз в  месяц – реагентов и материалов;

     4. На основе действующей системы  планово-предупредительных ремонтов составляет планы-графики ремонтов механического оборудования и электрооборудования.

     Обслуживает 2 установки подготовки нефти: «Копейкубово», «Самсык». В состав цеха входит участок  сбора и перекачки газа. На балансе 119 километров газопроводов.

     Цех поддержания пластового давления (ЦППД) – производит закачку в пласт воды в объемах, обеспечивающих величину пластового давления в заданных пределах. Решение этой задачи сопряжено с выполнением следующих функций: добыча и доставка к объектам закачки пресной воды; прием и доставка на КНС сточной воды; планирование объемов закачки воды по КНС и нагнетательным скважинам; составление графиков ремонтов оборудования и скважин, ввод в эксплуатацию новых объектов.

6.Промысловый сбор и подготовка скважинной продукции.

        Продукция нефтяных скважин представляет  собой сложную смесь , состоящую  из нефти, газа и воды, взвешенных  веществ и иногда песка и  других частиц. Эта продукция,  поднятая на поверхность через  рассредоточенные по  площади  месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводом или ж/д или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.                                                                                       Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).                                                                                                                       

      Единой универсальной системы  сбора нефти , газа и воды  нет, т.к. каждое месторождение  имеет свои особенности: природно-климатические  условия, сетку размещения скважин,  способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Рисунок 1. Схема промыслового сбора скважинной продукции.

    1- эксплуатационные скважины; 2- АГЗУ  «Спутник»; 3- выкидные линии; 

    4 – сборный коллектор для газоводяной смеси; 5- дожимная насосная станция; 6 –буллит – ёмкость для продукции; 7- задвижка; 8- насос; 9- газ на факел; 10- коллектор для нефтеводяной смеси; 11- газопровод.                                                                          

     Как бы ни были разнообразны системы сбора нефти, газа и воды в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

1) измерения  продукции скважины или группы  скважин данного участка;                      2) транспорта продукции скважины под давлением, имеющимися на устье скважин, до ЦППН, а при недостаточном давлении – с использованием насосов на промежутках сборных пунктах (ПСП) или ДНС;                                                            

     3) сепарация нефти от газа и транспорта газа до пункта его подготовки или до потребителя, а в случае газлифтного способа добычи – обратного транспорта газа до газлифтных скважин;                                                                                                       

          4) отделения до установок подготовки  нефти свободной воды из продукции  скважин в случае добычи высокообводненности  нефтей;                                                             

          5) отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;                                                                      

        6) подогрева скважин продукции  в случае невозможности ее  сбора и транспорта при обычных  температурах.                                                                                                 

      С 1997г. на месторождениях стали  внедрятся трубные водоотделители (ТВО), которые представляют собой  наклонную трубу большого диаметра. Режим течения жидкости в ней ламинарный в результате чего происходит разрушение нефти и воды. Нефть оказывается снизу, а газ и вода сверху. Это устройство принесло очень большой экономический плюс. Обводненность на входе составляла 80% , на выходе – 5-10%. 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Покажем схему подготовки нефти на УКПН.

  С-1 – сепаратор 1-ой ступени

  С-2  - сепаратор 2- ой ступени

  О-1 – отстойник 1 –ой ступени

  О-2, О-3 – отстойник 2,3 ступени

  Р-1,Р-2 – сырьевой резервуар

  Т – теплообменник

  П - печь 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Водогазонефтяная  эмульсия со скважины поступает в емкость С-1, где происходит процесс сепарирования жидкости при давлении до 0,3Мпа. Газ из емкости С-1 через газосепаратор подается на прием КС. Водонефтяная эмульсия после емкостей С-1 поступает в отстойник 1ст., где происходит предварительный сброс пластовой воды. Нефть поступает в С-2, где происходит сепарация жидкости при давлении 0,015Мпа.Нефть с содержанием воды до 5% насосами прокачивается через теплообменник типа «труба в трубе», где за счет тепла товарной нефти нагревается до температуры 30-40 градусов. После теплообменов нефть поступает в печь для дальнейшего нагрева. Из нее с температурой 70-80 градусов нефть идет в отстойники 2ст., где – процесс глубокого обезвоживания и частичного обессоливания. Затем нефть через 3ст. отстойников, теплообмена и наклонной трубы газасепаратор УСТН с температурой 40 градусов поступает в товарные резервуары. Оттуда нефть откачивается в НПЗ.                                         

7.Связь между цехами основного и вспомогательного производств

      План  производственно – хозяйственной деятельности вспомогательных цехов строго увязан с производственной программой НГДУ. Основой для составления плана служат заявки на услуги с указанием объема работ и срока их исполнения. Цеха по добыче нефти:

     1. До 25 числа текущего месяца подают заявки в БПО на следующий месяц на выполнение работ и мероприятий, не предусмотренных планом организационно-технических мероприятий и планом ПОР, но необходимых для поддержания объектов и оборудования в работоспособном состоянии;

     2. Осуществляют общее руководство ликвидациями аварий на объектах добаычи;

     3. В оперативном порядке подают  в БПО заявки на изготовление, ремонт, замену и доставку к  месту выполняемых работ шкивов, электродвигателей, СКН, устьевого  оборудования;

     4. Выводят на режим УЭЦН совместно с работниками ПРЦЭиЭ;

     5. Дают оперативные указания мастерам  подземного ремонта об очередности  ремонта скважин и выдают наряд-задание  на их ремонт;

     6. Составляют и согласовывают с  цехом ПКРС планы капитального  ремонта скважин и передают их в цех ПКРС не позднее, чем за 5 дней до начала ремонта;

     7. Дают разрешение на работу  цехам НГДУ на объектах, входящих  в состав нефтепромысла;

8.Структура диспетчерской службы и системы

обслуживания  скважин и установок

     ЦИТС  является органом оперативного управления производством, обеспечивающим выполнение текущих плановых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением заданной технологии. На каждом нефтепромысле организованы диспетчерские службы, осуществляющие контроль за режимом работы скважин, оборудования, за своевременным и качественным выполнением ремонтных, монтажных и других работ. Обслуживание скважин и автоматизированных групповых установок на промыслах осуществляют бригады по добыче нефти и газа, которые делятся на комплексные звенья. В их состав входят операторы по добыче нефти, совмещающие профессии электромонтеров и слесарей-ремонтников, занимающихся обслуживанием скважин и групповых замерных установок.

9. Организация учета нефти по скважинам и в целом по НГДУ

      Учет  добычи нефти по скважинам ведет геологическая служба цеха. Замер дебита скважин и отбор проб производят замерщики, результаты заносят в специальные журналы, по которым ведется контроль за дебитом скважин и обводненностью. До 25-го числа текущего месяца составляют режим работы скважин на следующий месяц. По всему фонду скважин раз в месяц составляют отчет. На основании ежемесячных отчетов составляют годовые. Геологический отдел составляет сводный годовой отчет. По каждой скважине имеется паспорт и дело. В паспорте описывают весь процесс бурения и освоения скважины. На промыслах ежемесячно заносят в паспорт отчетные данные по добыче нефти, воды, жидкости, простоям.

10. Охрана труда и окружающей среды

Правила техники безопасности в нефтяной и газовой  промышленности

      Единая  система управления охраной труда представляет собой регламентированный законодательными актами и нормативными документами комплекс взаимосвязанных социально-экономических и организационно-технических мероприятий, методов и средств, направленных на формирование безопасных и здоровых условий труда на производстве. Она устанавливает единые требования к организации работ в области охраны труда. На основе единой системы управления охраны труда разработаны правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Правила разработаны Научно-техническим центром Госгортехнадзора России с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности, геологоразведочных организаций. Ответственность за охрану недр, внутрипластовые перетоки и выход флюида из ликвидированных скважин на поверхность несут предприятия, которые проводили разработку месторождения и ликвидацию скважин.

      Общие положения при добыче нефти  и  газа:

      1. Объекты добычи нефти и газа  должны быть классифицированы  по категориям взрывопожароопасности,  а также токсичности добываемого и транспортируемого продукта.

      2. Для проектируемых и реконструируемых  объектов делается энергетического  уровня (теплового, ударного, токсичного) воздействия на персонал и  окружающую среду в случае  аварийной ситуации. На основании этой оценки устанавливаются зоны возможного риска объекта, определяются уровень автоматизации технологических процессов и технических средств защиты, а также необходимые защитные зоны.

      3. На каждый технологический процесс  проектной организацией должен  составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ.

      4. Все отказы, неполадки, нарушения технологического регламента регистрируются и вносятся в банк данных предприятия. Учету также подлежат утечки (разливы) нефти и конденсата объемом более 1 м³ . Данные правила являются основой для создания и обеспечения здоровых и безопасных условий труда на производстве, предупреждений производственного травматизма, профессиональных заболеваний и аварий.

     5. Проект обустройства нефтяного  и газового месторождения должен  пройти независимую экспертизу  и обеспечить использование современной  технологии и защиту обслуживающего  персонала и населения рот  последствий возможных аварий. В проекте должна быть приведена сравнительная оценка выбранных технологических параметров с лучшими мировыми аналогами по степени риска.