Отчёт по практике в ТЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча»

СОДЕРЖАНИЕ

 

	Введение	3
1	Структурная модель месторождения. Объекты разработки месторождения. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. Методы разработки объектов месторождения	3
2	Конструкция добывающих и нагнетательных скважин месторождения	12
3	Способы эксплуатации скважин на месторождении. Назначение наземного оборудования скважин, нефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов на месторождении	15
4	Технологические режимы эксплуатации скважин и установок при добыче, сборе и транспортировке нефти и газа, закачке воды на месторождении. Измерение параметров технологических режимов	21
5	Базовые операции при исследовании скважин. Измерение глубины скважины, давления, дебита, обводненности, температуры	28
6	Химические реагенты для добычи нефти на месторождении	31
7	Типовые технологические процессы при ремонте скважин месторождения	37
8	Обеспечение промышленной и экологической безопасности при добыче нефти на месторождении	43
9	Выводы и предложения по совершенствованию производства	48
	Список использованных источников	50

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Местом прохождения первой производственной практики был  ТЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча».  Основным видом деятельности НГДУ является разработка 20 месторождений, расположенных в северо-западной части Республики Башкортостан на территории семи  административных районов (Туймазинский, Белебеевский, Ермекеевский, Буздякский, Девликамовский, Шаранский, Благоварский).

              

              1 Структурная модель месторождения. Объекты разработки месторождения. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. Методы разработки объектов месторождения

 

             Месторождение расположено в западной части Республики Башкортостан  (Туймазинский район) и восточной части республики Татарстан (Бавлинский и Ютазинский районы), в 190 км от столицы Башкортостана г. Уфы. Месторождение введено в промышленную разработку в 1937 г. Обзорная карта района расположения месторождения показана на рисунке 1.1.

Территория месторождения представляет холмистую равнину, разделенную се-тью рек и оврагов на отдельные гряды. Холмы расположены, в основном, параллельно длинной оси структуры, с крутыми юго-восточными склонами. Высотные отметки колеблются от 350 до 150 м. Основная водная артерия района – р. Ик, пересекающая территорию месторождения примерно по центру структуры. Долина реки широкая, особенно ее южная часть. Река не глубокая, в основном до 2 м. В нее впадает несколько речек с меньшим водным расходом – Дымка, Ютазинка, Бавлинка, Каенлыкуль и др.

Климат района резко континентальный. Средняя температура января – около -14 С, июля  +19 С. Осадков выпадает в феврале 12 мм,  в июле – 44 мм. Глубина промерзания грунта составляет до 1,8 м. Основное направление ветра юго-западное и северное.

Почвы различного состава – от чернозема до суглинков. Лес, в основном, лист-венный. Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа, встречаются гипс, глина, песок, гравий, используемые для местных нужд. Ближайшим населенным пунктом является город Октябрьский. Население: русские, татары, башкиры, в основном занятые на промышленных предприятиях. В ряде сел население занято сельским хозяйством.

В разрезе палеозойских отложений месторождения выделено девять продуктив-ных горизонтов – объектов разработки: карбонатные коллектора алексинского горизонта, терригенные отложения нижнего карбона (бобриковско-радаевский горизонт), карбонаты турнейского яруса (пачка СТ), карбонаты фаменского яруса (заволжский надгоризонт, среднефаменский подъярус); терригенные коллектора верхнего и среднего девона (продуктивные горизонты DI, DII, DIII, DIV). В каждом объекте выделяется от одной до пяти пластов и пачек.

По геологическому строению Туймазинское нефтяное месторождение относится к сложным, по количеству извлекаемых запасов – уникальным.

Начальные запасы нефти Туймазинского нефтяного месторождения

   оценены по категории А+С1 и составляют:

653086 тыс.т - геологические,

350080 тыс.т – извлекае-мые;

   по категории С2:

21428 тыс.т - геологические,

5399 тыс.т – извлекаемые.

          Разработку Туймазинского нефтяного месторождения осуществляет НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ОАО АНК «Башнефть».

Разработка Туймазинского месторождения, ведется на территории двух соседних республик Башкортостан и Татарстан (на двух лицензионных участках).

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района Туймазинского нефтяного месторождения

 

 

  2. Анализ текущего состояния разработки Туймазинского месторождения

Исторически в пределах Туймазинского нефтяного месторождения выделено де-вять самостоятельных объектов разработки: пласт DIV ардатовско-воробьевского гори-зонта (территория РТ), пласт DIII ардатовского горизонта (территория РБ+РТ), пласт DII муллинского горизонта (территория РБ, частично РТ), пласт DI пашийского гори-зонта (территория РБ+РТ), пачка Dфамс среднефаменского подъяруса (территория РБ+РТ), пачка Dзав заволжского надгоризонта (территория РБ+РТ), пачка СТ тур-нейского яруса (территория РБ+РТ), пласт СVI бобриковско-радаевского горизонта (территория РБ+РТ), карбонатная пачка Салк алексинского горизонта (территория РБ).

С начала разработки на 01.09.2011 по месторождению добыто 328695,920 тыс.т нефти, накопленный отбор жидкости - 1542150,247 тыс.т. Суммарный водонефтяной фактор составляет 3,69 т/т. Всего в эксплуатации перебывало 2637 добывающих сква-жин и 836 нагнетательных. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды составляет 110,32 %.

Таблица 1 – Основные технологические показатели разработки Туймазинского нефтяного месторождения на 01.01.2011 г

Таблица 2 Характеристика фонда скважин Туймазинского нефтяного месторож-дения по состоянию на 01.01.2011 г.

Таблица 3 - Распределение скважин по дебитам нефти по состоянию на 01.01.2011 г.

Рисунок 2 - График разработки Туймазинского нефтяного месторождения (добыча, за-качка, обводненность)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4 - Распределение добывающих скважин по дебитам

         и обводненности по Туймазинскому  месторождению

3. Анализ использования различных методов интенсификации добычи нефти, ремонтно – изоляционных работ. Анализ проведения ГТМ для повышения извлекаемости запасов. Применение системы заводнения и ее оптимизация.

За период c 2009 по сентябрь 2011 года на Туймазинском нефтяном месторож-дении было проведено 513 геолого-технических мероприятий, с эффективностью 295818 т.

Таблица 6 – Анализ ГТМ на Туймазинском месторождении

Таблица 7 – Характеристика фонда скважин

 

Показатели	Количество скважин
Всего действующих	176
Глубиннонасосных	172
Всего бездействующих	6
Прочие из-за отсутствия оборудования	4
В ожидании КРС и в капитальном ремонте	1
Нерентабельные	1
Всего нефтяных скважин	182
В консервации разведочные	1
В консервации нерентабельные	15
Контрольные и пьезометрические	24
Дающие техническую воду	1
В ожидании ликвидации и ликвидированные	27
Всего нагнетательных	39
Действующих	39
Всего пробуренных скважин	289

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8 – Фонд нагнетательных и добывающих скважин

 

Фонд добывающих скважин	Действующий фонд (всего)	176
	ЭЦН	4
	ШГН	172
	Бездействующие (всего)	6
	ВКРС и ожидании КРС	1
	Нерентабельные	1
	Прочие	4
	Эксплуатационный фонд	182
	В консервации	16
	В том числе нерентабельные	15
	Пьезометрические	22
	Ожидающие ликвидации	2
Фонд добывающих скважин	Ликвидированные после бурения	13
	Ликвидированные эксплуатационные	9
	В том числе наблюдательные	2
	Контрольные (всего)	24
	Итого в фонде добывающих	246
Фонд нагнетательных скважин	Действующий фонд	39
	Эксплуатационный фонд	39
	Ликвидированные	3
	Водозаборные	1
	Итого в фонде нагнетательных	43
	Всего пробуренных скважин	289
	1 добывающая скважина:	19,9
Средний дебит	Нефть/жидкость, т/сут	6,1
	1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут	9/80,1
	1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут	1,7/4,4

 

 

2     Конструкция добывающих и нагнетательных скважин месторождения

 

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

- каналами для подъема  углеводородов и попутных компонентов из недр;

- для получения информации о залежах;

- для управления процессами  дренирования пластов.

Добывающие скважины – предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин.

 

1 – пакер; 2 – фонтанная  арматура; 3 – трубопровод для  откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 –  цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная  обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная  колонна; 9 – извлекаемая скважинная  жидкость

 

Рисунок 1 – Схема добывающей скважины

 

 

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных реагентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

 

1 – манометр; 2 – устьевой  штуцер; 3 – колонна НКТ; 4 – забойный  штуцер; 5 – циркуляционный клапан; 6 – пакер-разобщитель

 

Рисунок 2 – Схема нагнетательной скважины

 

 

 

 

 

 

 

3 Способы эксплуатации скважин на месторождении. Назначение наземного оборудования скважин, нефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов на месторождении

 

В условиях эксплуатации нефтяных скважин применяют штанговые глубинные установки и электроцентробежные в тех случаях, когда естественной энергии пласта недостаточно для фонтанирования скважины.

Скважинные насосы, применяемые при глубиннонасосной эксплуатации скважин, делятся на штанговые и бесштанговые. Штанговые скважинные насосы приводятся в движение посредством колонны насосных штанг от привода, расположенного на поверхности, а бесштанговые глубинные насосы центробежного типа – погружным двигателем, непосредственно соединенным с глубинным насосом.

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в Октябрьском ЦДНГ-1.

Штанговая насосная установка для эксплуатации одного пласта (рисунок 3) состоит из станка-качалки, устьевого сальника, колонны насосных штанг и НКТ, а также вставного или невставного скважинного насоса.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура.