Дополнения по бригаде добычи.

В состав бригады могут входить электрики с 3 квалификационной группой.Они занимаются устранением неисправностей эл.оборудования,проводят ППР .Операторы по исследованию скважин проводят работы по заданию геологов(снимают динамограммы-,отбивают уровни).Операторы добычи ежедневно совершают обход закрепленных скважин-,меняют ремни,набивают сальники,следят за исправной работой оборудования.О всех серьезных замечаниях докладывается диспетчеру.

Ремонтная бригада устраняет скрип пальцев кривошипа,меняет редуктора и другие работы.

ТБ при обслуживании фонтанирующих скважин

1.Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению,ожидаемому при эксплуатации скважины.

2.Для контроля за давлением должны быть установлены исправные манометры с трехходо-выми кранами,указывающие давление на буфере и в затрубном пространстве.

3.Арматура скважины ,независимо от ожидаемого давления,монтируется с полным комплектом шпилек.

4.Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии.

3 История развития нефтяной промышленности. Основные нефтедобывающие районы России.

История развития нефтяной промышленности нашей страны начиналась с Бакинской нефти.

В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах.

В 1723 году по приказу Петра I бакинская нефть была под­вергнута перегонке в главной московской аптеке для изготовле­ния лекарственных бальзамов.

Хотя добыча нефти в нашей стране велась с очень давних пор, но рождение отечественной нефтяной промышленности свя­зано с началом механического бурения скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В 1864 году в долине реки Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, и 16 февраля 1866 года здесь с глубины 55 метров был получен первый управляе­мый фонтан нефти с суточным дебитом около 200 тонн в сутки. В России годом рождения нефтяной промышленности считается 1864 год.

В 1964 году наша страна торжественно отметила 100-летие отечественной нефтяной промышленности, и теперь каждое пер­вое воскресенье сентября отмечают День работников нефтяной и газовой промышленности.

Нефтяная промышленность в России начала развиваться с добычи нефти в районе г. Баку на Апшеронском полуострове, на Северном Кавказе (г. Грозный, г. Майкоп), а также в Эмбин-ском районе. Но основной объем добычи нефти был в районе г. Баку на Апшеронском полуострове.

С развитием транспорта и промышленности начинается нефтяная лихорадка. На первом месте по добыче нефти в Баку были Балаханы, Сабунчи, Романы и другие месторождения. В 1895 году на скважине 7/847 был получен открытый фонтан нефти в Грозном с дебитом около 16 тысяч тонн в сутки, который не могли ликвидировать на протяжении трех лет. К началу 1901 года были открыты и введены в разработку нефтяные месторож­дения в Майкопе и Эмбе. В России в 1901 году добывалось уже 11,5 млн. тонн нефти. Однако после 1901 года вплоть до Ок­тябрьской революции 1917 года добыча нефти в России не воз­растала и сохранилась на уровне 10 млн. тонн в год. Нефтяные монополии в погоне за максимальными прибылями искусственно сдерживали дальнейший рост добычи нефти.

В 1928 году добы­ча нефти в стране составила 11,6 млн. т, т.е. превысила уровень максимальной добычи нефти в России 1901 года. В этот период было открыто много новых месторождений, вводились в разра­ботку нефтяные месторождения на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане. В 1928 году была открыта первая нефть на вос­токе страны - в Чусовских Городках Пермской области. В 1932 году были получены нефтяные фонтаны на Ишимбайском место­рождении в Башкирской АССР, ставшие рождением второго Ба­ку. На месте Башкирской деревни в короткие сроки был построен первый город нефтяников - Ишимбай. Построена железная доро­га Уфа—Ишимбай. В Уфе и Ишимбае строятся нефтеперерабаты­вающие заводы. Увеличиваются разведочные работы на нефть в районах Урало-Поволжья, в результате чего к концу 30-х годов были открыты несколько нефтяных месторождений в Башкирии, Пермской и Куйбышевской областях. В 1941 году в стране добы­ча нефти составила 33 млн. тонн.

К этому времени в СССР была создана мощная нефтяная промышленность, обеспечивающая народное хозяйство страны требуемым количеством нефти и нефтепродуктов. Но основным нефтедобывающим районом оставался Азербайджан, где добыва­лось 23,5 млн. тонн нефти, на Северном Кавказе (Грозный) добы­валось 5 млн. тонн и около 2 млн. тонн в Урало-Поволжье (1,8 млн. тонн - в Башкирии). Создание в предвоенные годы ме­жду Волгой и Уралом новой крупной нефтяной базы — второго Баку способствовало приближению источников нефти к потребителям, комплексному развитию экономики, сокращению транс­портных расходов на перевозку нефтепродуктов и, наконец, к созданию нового потенциала по дальнейшему развитию неф­тяной промышленности и укреплению обороноспособности страны. К этому времени на территории второго Баку было от­крыто 12 нефтяных месторождений в Куйбышевской, Орен­бургской, Саратовской областях и в Татарской АССР. Поиск нефти вели 19 геологических партий.

С целью ускоренного ведения разведочных работ на нефть и газ в эти районы из южных районов страны были передислоци­рованы геолого-разведочные предприятия с опытными кадрами и необходимым оборудованием. И уже в 1943 году в районе Жигу­левских гор Куйбышевской (ныне Самарской) области был полу­чен мощным фонтан из девонских отложений. В 1943 году в Ишимбайском районе Башкирии было открыто Кинзсбулатское нефтяное месторождение. В 1944 году получен мощный фонтан так же из девонских горизонтов на Туймазинском месторождении Башкирии. В 1945 году открыты нефтяные месторождения в рай­оне поселка Шугурово в Татарии, в районе поселка Бавлы было открыто Бавлинское нефтяное месторождение. В 1949 году около деревни Ромашкино из разведочной скважины № 3 получен фон­тан нефти, положивший начало разработки крупнейшего нефтя­ного месторождения в Татарии. В это же время залежи нефти в девонских и угленосных отложениях были открыты в Куйбышевской (Самарской), Волгоградской, Саратовской, Пермской и Оренбургской областях.

В шестидесятые годы начался новый этап развития нефтя­ной промышленности в нашей стране, когда в Западной Сибири (Тюменская и Томская области) приступили к освоению нефтя­ных и газовых месторождений. Как отмечалось выше, геолого­поисковые работы в Сибири были начаты в 1939 году по инициа­тиве наркома топливной промышленности Л.М. Кагановича. В 1953 году в Сибири в близи г. Березово было открыто Березовское газовое месторождение, в 1960 году в Тюменской области (в Шаимском районе) открывается первое нефтяное месторожде­ние, а в 1961 году получен фонтан нефти из меловых отложений на Мегионской и Усть-Балыкской площадях. В 1964 году начата добыча нефти на Шаимском, Усть-Балыкском и Мегионском нефтяных месторождениях. Нефть с этих месторождений постав­ляли на Омский нефтеперерабатывающий завод.

По решению Правительства страны в Западной Сибири на­чинается бурное развитие геолого-по исковых работ, в результате которых были открыты в Нижневартовском районе крупнейшее в мире Самотлорское нефтяное месторождение, а затем на Севе­ре - Уренгойское, Медвежье, Заполярное и целый ряд других крупных нефтяных и газовых месторождений. Уже в 1977 году в Западной Сибири было добыто 218 миллионов тонн нефти, в 1982 году - 283 миллионов тони. Таких масштабов и темпов развития нефтяной и газовой промышленности не было ни в од­ном районе не только у нас в стране, но и в мире. Всего в Запад­ной Сибири на начало 1994 года было открыто 549 месторожде­ний, в том числе 394 - нефтяных, 32 - газонефтяных и нефтегазо­вых, 77 - нефтегазоконденсатных, 42 - газоконденсатных и 4 га­зовых месторождения.

В шестидесятых годах одновременно с открытием крупных нефтяных месторождений в Западной Сибири открываются неф­тяные месторождения на полуострове Мангышлак (Узеньское), в Удмуртии (Чутырско-Киенгопское, Мишкипское, Вятское), в Пермской области (Ножовское), Оренбургской (Покровское, Пономаревское, Бобровское), в Куйбышевской (Кулешевское) и другие.

Билет № 5

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов.

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения.

Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявление факторов, влияющих на добычу и обводнения залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом.

Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т. д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т. п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов).

Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, создание и внедрение которых резко улучшило контроль за процессом выработки продуктивных пластов. Широкое применение этих методов позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию контроля за разработкой и обеспечило эффективность проведения работ по изоляции обводненных пластов.

При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченных жидкостей (изотопов). Результаты проведения работ свидетельствуют о широких возможностях этих методов при решении ряда задач нефтепромысловой геологии и контроле за разработкой.

Эти методы позволяют оценить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплутационными скважинами, определить участки аномально высоких скоростей движения закачиваемой воды, установить эффективную мощность пласта, обнаружить застойные зоны и обнаружить целики нефти в заводненных зонах, уточнить корреляцию пластов, оценить охват залежи заводнением.

Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на различных стадиях разработки, а также решать различные задачи по техническому состоянию скважин и их обводнению. Всестороннее использование укащанных методов дает возможность для обоснования необходимых мероприятий по улучшению системы разработки в целях эффективного и полноценного извлечения из недр нефти.

Показатели разработки залежи нефти.

1. Годовой отбор нефти (т\год)

2. Коэф-т годового отбора нефти в % от извлекаемых запасов нефти (темп отбора)

3. Годовая добыча жидкости (м³\год)

4. Годовая добыча газа (тыс м³\год)

5. Процент обводненности прдукции скважин

6. Средний газовый фактор (м³\ м³)

7. Накопленная добыча нефти с начала разработки (тонн)

8. Накопленная добыча жидкости (м³)

9. Текущий КИН от балансовых запасов нефти и от извлекаемых запасов

КИНб=Qн накопл\Vбал ; КИНизвл=Qн накопл\Vизвл

10. Фонд скважин (общий, добыв, наблюдат, пьезометрических, контрольных, законсервированных, подготовленных к бурению, скв. в освоении после бурения)

11. Годовой объём закаченной воды

12. Накопленный объём закаченной воды

13. Коэф-т компенсации закачки воды, отношение годового объёма закаченной воды к годовому объёму отбору жидкости

Ккомп=Qводы в год\Qж. Год

14. Фонд нагнетательных скважин

15. Пластовое давление среднее по залежи

16. Средний дебит скв по н. (т\сут) и жидкости (м³\сут)

1. Годовая добыча нефти, тыс. тонн;

2. Темп отбора от извлекаемых запасов, %:

- начальных;

- текущих;

3. Накопленная добыча нефти, млн. тонн;

4. Отбор извлекаемых запасов, %;

5. Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.;

6. Годовая добыча жидкости, тыс. тонн:

- всего;

- механизированный способ;

7. Накопленная добыча жидкости, млн. тонн:

- всего;

- механизированный способ;

8. Обводненность продукции, %;

9. Закачка рабочих агентов, млн. м³:

- годовая;

- накопленная;

10. Компенсация отбора закачкой, %;

11. Добыча нефтяного газа, млн. м³:

- годовая;

- накопленная;

Вся эта информация собирается и рассчитывается на основе промысловых измерений.

Динамикапоказателей разработки обычно изображается графически

Годовая добыча нефти включат в себя количество нефти сданной потребителю и использованной на собственные нужды, её разбрасывают по всем скважинам (цехам ,бригадам). Дебит каждой скважины контролируется на ГЗУ.

Годовой отбор воды контролируется по замерам воды после её подготовки и закачки в пласт.

Объем добываемого газа контролируется по скважинам или по среднему пластовому ГФ (пластовый газовый фактор определяется при пластовой температуре, а потребителю отпускается при температуре на сепарационной установке разница может достигать 100 град)

Пластовое давление (среднее) контролируется путем замеров статического давления в каждой скважине. Строятся карты изобар(карты равных пластовых давлений)

Контролируются также следующие характеристики залежи:

1 Перемещение ВНК (по наблюдат. скв.)

2 Стягивание контура нефтеносности (внешнего или внутреннего а, также контура газоносности, процесс разработки должен обеспечивать равномерное стягивание контура).

3 Выработка запасов по отдельным блокам и даже по отдельным скважинам.

Определение текущего ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На проктике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины отключаются при обводненности 95-98 %.

При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды. По залежам с установленным конусообразованием данные обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.

Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящихся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.

Капитальный ремонт скважин. Виды капитального ремонта. Глушение скважин при капитальном ремонте, требования к жидкости глушения. Установки для капитального ремонта скважин, их техническая характеристика. Спецтехника, применяемая при капитальном ремонте скважин.

Капитальный ремонт - это комплекс работ, связанных с восстановлением продуктивности скважин, целостности обсадных колонн и цементного кольца, ликвидацией сложных аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации пластов, пакеров - отсекателей, клапанов - отсекателей и др.

К капитальному ремонту относятся такие виды работ:

Ремонтно- изоляционные работы (КР1)

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

Отключение отдельных пластов

Исправление негерметичности цементного кольца

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР2)

Устранение негерметичности тампонированием

Устранение негерметичности установкой пластыря

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР3)

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Ликвидация аварии с эксплуатационной колонной

Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Поиск по сайту: