Отчет по производственной практике на базе ОАО «Самотлорнефтегаз»
Портрет предприятия: ОАО "Тюменская нефтяная компания"
"САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ" Нижневартовск ОАО -нефть; -газовый конденсат; -газ природный.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны. Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия. Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений. Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, -- кв. На месторождении около добывающих и более нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов -- км, водоводов -- км, других трубопроводов -- км. Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью км проложена по всему месторождению. Самотлорское месторождение открыто в году, введено в промышленную разработку в году. Промышленная нефтегазоносность выявлена в 18 продуктивных пластах, приуроченных к юрской и меловой системам, залегающих на глубинах от 1 до 2 метров. В году на месторождении была добыта миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти около млн тонн в год пришёлся на начало х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В году было добыто 16,74 млн тонн нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти увеличилась вдвое. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено более 18 скважин, добыто более 2, млрд тонн нефти. Самотлор -- уникальное месторождение. Между тем недра хранят в себе до 1 млрд тонн нефти извлекаемых запасов. Это трудноизвлекаемые углеводороды, добыча которых требует современных технологий, знаний и существенных вложений. При этих условиях добыча нефти сохранится еще многие годы. Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, в км к северо-востоку от города Тюмени. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь. Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от м на пойменных участках до м в центральной части водораздела. Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река - Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна. Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор 62 км2 , Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер. Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие. По кровле горизонта БВ Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Белозерная структура по кровле пласта БВ осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус метров. Общие размеры структуры 15 км в пределах изогипсы минус метров. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус м. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1, Амплитуда по отношению к западному крылу около метров, восточному и северному метров. В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Тюменская свита нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет метров. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров. Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит. Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников менуются пластами БВ1 а БВ являются промышленно нефтеносными. Толщина достигает 80 метров. Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения талицкая, люлинворская, чеганская свиты , толщина которых составляет метров, выше залегают континентальные осадки переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины атлымская, новомихайловская, журавская свиты. Толщина осадков метров. Самотлорское месторождение является многопластовым. Промышленные залежи нефти установлены в пластах: Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, средне отсортированными с умеренной глинистостью и высокой карбонатностью. В этом же направлении происходит увеличение содержания мелкоалевритового и карбонатного материала. Коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это обусловлено преобладанием мелкозернистых фракций, вторичными изменениями особенно карбонатизацией и гравитационным уплотнением. На Самотлорском месторождении насчитывается 8 залежей. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных водоносных линз песчаников среди плотных пород. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном. БВ80, БВ81, БВ82, БВ В разрезе часто замещается плотными породами и характеризуется высокой неоднородностью. Горизонта АВ, Тип залежей пластово-сводовый. Лишь в краевых частях структуры отмечается некоторое увеличение глинистых пород, особенно на западном крыле. Пласт представлен преимущественно средне-мелкозернистыми песчаниками, реже - алевролитами. Для пласта характерно произвольное локально-пятнистое распределение коллекторов по площади. По составу и характеру взаимоотношения основных типов пород в этом пласте выделяются три типа разреза: Во всех типах разреза коллекторами являются песчано-алевритовые породы. В первых двух преобладают алевролиты, песчаники средне-крупнозернистые, средне - плохо отсортированные, глинистые. Третий тип представлен преимущественно мелкозернистыми песчаниками, хорошо и средне отсортированными, умеренно глинистыми. Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов. Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу. Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют. Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза. Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают под счётные параметры продуктивных горизонтов. Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям вартовская свита , наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи. По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю, представлены биминеральными породами. В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Пласты Ю имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом. Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Также пласты различаются структурой цемента: Количественные определения размеров пор для пластов Ю не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор. Нефть - природная смесь жидкое полезное ископаемое , состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которая в пластовых и стандартных условиях 0, МПа при С находится в жидкой фазе. Классификация нефти по плотности: Вязкость или внутреннее трение - свойство жидкости газа оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Газ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразном виде. Вода -- бинарное неорганическое соединение, химическая формула Н? В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи. Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов соединений SO4 , или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся другие вещества: Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску розовую, красную, молочную. Первая стадия разработки стадия ввода месторождения в эксплуатацию , когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Вторая стадия разработки стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями. Третья стадия разработки стадия падающей добычи нефти характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Четвертая стадия разработки завершающая стадия разработки характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы. Система ППД должна обеспечивать: Система ППД включает в себя следующие технологические узлы см. Оператор 3 разряда - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Оператор 5 разряда - Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара. Оператор 6 разряда - Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха. Мастер - Помощник старшего мастера. Заказывает и договаривается с техникой; принимает информацию о кустах от операторов. Старший мастер - Полностью связан со всеми людьми в цеху. Через него осуществляются какие-либо сложные или опасные работы, так как он несет ответственность за людей своей бригады и за рентабельность своего фонда. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания. Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб НКТ , которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги. При ходе плунжера вверх, верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы УЭЦН - Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к ЭД 2. Вращая вал насоса 1, ЭД приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр на схеме не показан и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4. Способы регулирования режима эксплуатации скважин УШГН, УЭЦН. Методы борьбы с осложнениями фонтанных скважин. Использование переменного магнитного поля АМС - активатор магнитный скважинный. Проверка закачиваемых вод в системе ППД на химическую совместимость с пластовыми водами. Вынос песка на поверхность: Уменьшением диаметра НКТ Применением трубчатых полых штанг. Применением под насосом хвостовиков. Применение песочных якорей сепараторов на приёме насоса. Прямого действия, обратного действия. НН2Т-с сёдлами клапанов из твёрдого сплава и трубчатыми штангами. НВШ, НН2В - с сёдлами из твёрдого сплава и узлами верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, предотвращающими попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Использование скребков - завихрителей, препятствующих оседанию песка над насосом за счёт завихрения струи жидкости. Применение ингибиторов солеотложений- более 13 видов ПАФ- 1 13А, ДПФ-1, СНПХА, др. Спуск насоса в зумпф скважины и расположение динамического уровня ниже нижних отверстий зоны перфорации. НВД - на нижнем конце нижнего плунжера имеется дополнительный всасывающий клапан, что создаёт дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости. Использование насосов повышенной коррозионно - и износостойкости УЭЦНМК, УЭЦНМИ. Применение ингибиторов солеотложений - более 13 видов ПАФА, ДПФ-1, СНПХА, др. Промысловой подготовки нефти и воды является ее дегазация, обезвоживание обессоливание и стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения от нее газа. Аппарат в котором это происходит, называется сепаратором а сам процесс разделения сепарацией. Нефтяные сепараторы представляют собой емкости, в которых происходит отделения газа от нефти. Газ содержится в нефти в виде пузырьков, вносимых в сепаратор с потоком, или находится в ней растворенном состоянии. Если давление в сепараторе меньше давления в подходящем трубопроводе то выделение из нефти растворенного газа происходит, либо в виде мелких пузырьков, либо в результате испарения газа в пузырьки, вносимые потоком. В обоих случаях в процессе движения смеси в сепараторе пузырьки увеличиваются в размерах в сплывают и удаляются из слоя нефтегазовой смеси. Некоторые сепараторы оборудуют наклонными полками для облегчения всплытия пузырьков. Действительно , поскольку толщина слоя нефти, текущей по наклонной полке, мала то, пузырьки, даже относительно небольшие успевают вплыть еще с полки. Сепаратор воды, который отделяет части мехпримесей и также обезвоживает её, делает непригодной для повторного использования. Наведение порядка на территориях кустовых площадок: Текущий ремонт и наладка канализационных сооружений для сточных хозяйственных - бытовых вод. Приобретение оборудования и техники для сбора нефтепродуктов с аварийных разливов. Работники обязаны носить специальную защитную одежду, разработанную с учетом местных рисков и производственных условий. В частности, на объектах добычи и переработки, транспортировки нефти и реализации нефтепродуктов любых других рабочих зонах, где есть риск возникновения пожара: Утепленные комбинезоны могут быть определены в местных стандартах для работы в холодных климатических условиях или для специфических должностей. Во время использования химикатов Работники должны быть обеспечены химически стойкими комбинезонами. При работе во взрывопожароопасных условиях утепленные рабочие костюмы или куртки должны быть изготовлены из огнестойких тканей, материалов и фурнитуры. Работники, работающие на территориях, где движется транспорт склады, трубные базы и на погрузчиках, должны иметь хорошо видимые участки на их рабочих костюмах. В случае необходимости применяется сигнальный жилет. Защитная обувь должна обеспечить защиту лодыжки и пальцев на ногах. Все работники обязаны носить защитную обувь во время работы на объектах добычи, переработки, транспортировки, реализации нефтепродуктов и других производственных объектах. Защитные сапоги или ботинки в зависимости от риска и вида работы могут быть зашнурованы или застегнуты пряжкой, рисунок подошвы должен предотвращать скольжение, иметь стельку для защиты от проколов и защитный подносок Дж. Во время работы с горячим оборудованием или материалом необходимо носить перчатки для высокой температуры. При выполнении работ в условиях низких температур Работник должен использовать утепленные перчатки. Допускается применение меховых рукавиц только для защиты от холода, не для выполнения технологических операций. В холодных климатических условиях Работники обеспечиваются капюшонами, подшлемниками. По результатам оценки рисков на месте производства работ определяются и маркируются зоны, где существует опасность травмы глаз. В пределах этих зон СИЗ глаз должны применяться в обязательном порядке. Если существует риск повреждения глаза из-за удара, то защитные очки открытого типа должны быть сделаны из поликарбоната. При выполнении работ по шлифовке или резке с помощью отрезных кругов угловых шлифовальных машин стандартным является применение лицевого щитка. Работники, которым необходимо носить корректирующие очки для выполнения ежедневной работы, обеспечиваются корректирующими очками в соответствии с требованиями п. СИЗ органов слуха должны применяться в обязательном порядке при постоянном воздействие шума в 80 децибел. Когда Работники и посетители находятся в опасной шумовой области или когда они подвергаются воздействию шума уровнем, равным или больше средневзвешенного показателя 80 децибел, в течение рабочей смены, то необходимо применять противошумные вкладыши или наушники. Специалист службы ОТ, ПБ и ООС определяет и ясно отмечает опасные шумовые участки, соответствующие этому определению. Воздействие шума свыше децибел запрещается. В соответствии с европейскими требованиями в области защиты органа слуха Работодатели обеспечивают своих Работников надлежащими средствами защиты слуха, если уровень шума превышает 80 дБ A. Средства защиты органов дыхания, соответствующие существующему риску, необходимо применять при работе с химическими веществами, выделяющими токсичные дымы флюс при сварке , при присутствии механических частиц в воздухе, например, как при аэрозольной покраске, сварке, пескоструйной обработке, химической обработке и т. В противном случае применяются шланговые противогазы. Защита кожи во время работы, очистки после работы и ухода с помощью специальных кремов и паст, подобранных в зависимости от вида загрязнения, обладающих требуемой эффективностью и безопасных для работающих, позволяет полностью исключить риск кожных заболеваний. Кремы для защиты кожи рук в изменяющихся условиях работы обеспечивают защиту как от водонерастворимых сажа, металлическая пыль, клей, органические растворители, масла , так и от водорастворимых рабочих материалов вода, водные растворы кислот, щелочей, солей, извести, цемента, удобрений ; могут использоваться в качестве защиты под перчатки. Мне удалось выполнить поставленные цели и задачи, также производственная практика позволила мне увидеть существующие проблемы на промыслах. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений М.: Современные методы гидродинамических исследований скважин: Оператор по добыче нефти и газа. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Приказ Ростехнадзора от Справочная и научно-техническая литература по химии, нефти и газа, металлургии и экологии. Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ". Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов. Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов. Геолого-геофизический анализ Хасырейского нефтяного месторождения: Свойства и состав пластовых флюидов. Построение структурной и цифровой моделей залежей. Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период. Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов. Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов. Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта. Геолого-промысловая характеристика пласта П Лозового нефтяного месторождения. Капиллярные барьеры, аккумулирующие углеводороды. Составление капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа с целью их разведки и разработки. Анализ давлений пласта П. Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз". Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, -- кв. Геолого-промысловая характеристика месторождения 1. Тип залежей - пластово-сводовый. Текущее состояние разработки месторождения 2. Техника и технология добычи нефти и газа 3. Насосный способ эксплуатации скважин. Методы борьбы с осложнениями фонтанных скважин Предотвращающие Удаляющие Отложения парафина 1. Защитные покрытия труб гидрофильными материалами лак, стекло, эмали. Добавка в поток химреагентов. Применение ингибиторов солеотложений периодическая закачка в пласт и затруб. Воздействие ультразвуком и магнитными полями. Химические методы СКО, химические реагенты ПАФА и др. Применение дозирующих устройств на забое для закачки химического реагента. Скопление песка на забое 1. Установка на забое фильтров различных конструкций 2. Регулирование скорости движения жидкости 1. Промывка забоя скважины прямая, обратная, комбинированная. Очистка желонками Методы борьбы с отложениями в УШГН Предупреждающие Удаляющие АСПО 1. Защитные покрытия НКТ эпок-сидмая смола , 1. Добавка а поток жидкости химических реагентов IIAB. Скребки различных конструкций пластинчатые, скребки Сулейманова и др. Вынос механических примесей 1. Применение забойных фильтров различных конструкций 2. Регулирование поступления песка 1 из пласта в скважину. Крепление призабойной зоны пласта смоло-песчаными смесями СПС 1. Использование специальных насосов повышенной износостойкости для условий: Воздействие магнитными полями и ультразвуком. Солянокислотные обработки СКО Повышенное содержание свободного газа на приёме насоса 1. Увеличение погружения насоса под динамический уровень в условиях Самотлорского месторождения м. Применение газовых сепараторов якорей на приёме насоса. Применение модуля газопескозащиты МОП Защитные покрытия ИКТ эпоксидная смола. Применение фильтров ЭЦН повышенной надежности. Крепление призабойной зоны пласта смолопесчаными смесями СПС 1. Воздействие магнитными полями и ультразвуком гидроакустические преобразователи. Промысловая подготовка нефти и воды Промысловой подготовки нефти и воды является ее дегазация, обезвоживание обессоливание и стабилизация. Существуют также 3-х фазные сепараторы, которые отделяют на нефть газ и воду. Мероприятия по охране окружающей среды: Ликвидация мест несанкционированного размещения лома черных металлов. Ликвидация последствий аварий на трубопроводах силами подрядчиков. Ремонт обвалок кустовых площадок и грязевых ёмкостей, 8. Утилизация отходов, строительных отходов, нефтешламов, бурового шлама. Приобретение материалов семена, удобрения. Мероприятия по охране труда: Костюм должен быть только с длинными рукавами. Запрещено ношение колец, кроме как в помещениях офиса7. Необходимо постоянно носить средства защиты рук, соответствующие риску. Средства защиты головы, соответствующие уровню риска, необходимо носить всегда. Запрещается носить поврежденные каски. Защитные очки открытого типа должны иметь несъёмные боковые щитки. Библиографический список Основные источники: Каталог нефтегазовых сайтов Форма доступа: Техническая литература Форма доступа: Национальный институт нефти газа Форма доступа: Справочная и научно-техническая литература по химии, нефти и газа, металлургии и экологии Форма доступа: Электронная библиотека Нефть-газ Форма доступа: Издательство Центрлитнефтегаз Форма доступа: Типовые инструкции по охране труда Форма доступа: Охрана труда Форма доступа: Техника безопасности Форма доступа: Добыча нефти из скважин. Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения. Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения. Разработка Арланского нефтяного месторождения. Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения. Оборудование и эксплуатация установок штанговых глубинных насосов в "ЧекмагушНефть". Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения. Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби. Анализ строения залежи нефти пласта П Лозового месторождения с целью рационального размещения нагнетательных скважин. Другие документы, подобные "Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"". Регулирование скорости движения жидкости. Крепление призабойной зоны пласта смоло-песчаными смесями СПС. Крепление призабойной зоны пласта смолопесчаными смесями СПС.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны. Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет - 3 0 С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход - в конце мая. По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет мм. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает. Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Вата и другие - расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие. В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около тысяч человек. Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации. Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы. Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта. История освоения Приобского нефтяного месторождения. Динамика показателей разработки и фонда скважин. Подбор установки электрического центробежного насоса. Пути утилизации попутного нефтяного газа. Использование сжигания попутного нефтяного газа для отопительной системы, горячего водоснабжения, вентиляции. Устройство и принцип работы. Физическое тепло реагентов и продуктов. Понятие нефтяных попутных газов как смеси углеводородов, которые выделяются вследствие снижения давления при подъеме нефти на поверхность Земли. Состав попутного нефтяного газа, особенности его переработки и применения, основные способы утилизации. Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки. Общее описание газотурбинной электростанции. Внедрение улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа, расчет для этой системы коэффициентов регулирования. Описание физических процессов при подогреве попутного нефтяного газа. Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. Компрессоры, используемые для транспортировки газов. Предел взрываемости нефтяного газа. Расчет годового экономического эффекта от внедрения блочных компрессорных установок для компрессирования и транспорта нефтяного газа. Удельный вес газа на нагнетании. Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Анализ деятельности нефтяной компании ОАО "Самотлорнефтегаз". Организационная структура ОАО "Самотлорнефтегаз", история создания и развития компании. Характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки. Способы эксплуатации нефтяного месторождения. Системы сбора нефти и газа. Нижневартовске Кафедра "Нефтегазовое дело" Отчет по 2-ой учебной практике с "6" января г. Организационная структура ОАО "Самотлорнефтегаз" 1. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки 2. Конструкция скважин, спуск обсадных калонн 3. Способы эксплуатации нефтяного месторождения, применяемые в ОАО "Самотлорнефтегаз" 4. Подземный и текущий и капитальный ремонт скважин 6. Технология и техника поддержания пластового давления заводнением 6. Качество нагнетаемой воды 6. Сбор, подготовка и переработка нефти и газа 7. Тюмени и в 30 километрах от г. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское с запада , Мало-Черногорское с северо-востока , Лор-Еганское с востока , Мыхпайское с юга месторождения рис. Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. На глубине от до метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 0 С до 0,5 0 С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов, с прослойками глин. На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор его площадь равна 62 км 2 , Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. ТНК-ВР - вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область , Восточной Сибири Иркутская область и Волго-Уральском регионе Оренбургская область. ТНК-BP является одной из ведущих нефтяных компаний в России по объему добычи нефти. В году добыча нефти в компании составила в среднем 1,5 млн барр. В баррелях нефтяного эквивалента среднесуточная добыча нефти и газа в году составила 1,7 млн барр. Нижневартовска функционируют следующие компании, входящие в структуру ТНК-ВР: ООО СП "Ваньеганнефть", ОАО "Корпорация Югранефть", ОАО "Самотлорнефтегаз", ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", ОАО "Варьеганнефтегаз", ОАО "ТНК-Нижневартовск". ОАО "ТНК-Нижневартовск" является дочерней компанией ТНК-ВР, осуществляющей нефтегазодобывающую деятельность на территории ХМАО. ОАО "ТНК-Нижневартовск" прежнее название - НГДУ "Черногорнефть" было образовано в январе года и входило в состав Производственного объединения Нижневартовскнефтегаз. НГДУ "Черногорнефть" в году стало первым арендным предприятием в нефтяной отрасли. Сегодня производственно-хозяйственный комплекс ТНК-Нижневартовск обеспечивает разработку и эксплуатацию шести месторождений северная часть Самотлорского, Тюменское, Гун-Еганское, Новомолодежное, Никольское и Лор-Еганское с ежегодной добычей более 8 млн тонн нефти. ТНК-Нижневартовск придерживается концепции достижения максимальных объемов производства при минимально возможных удельных затратах. Основной компонент сохранения и увеличения уровня добычи нефти - ввод новых скважин из бурения, проведение операций гидроразрыва пласта, зарезка наклонных и горизонтальных боковых стволов Также Компания намерена создать эффективную систему поддержания пластового давления на Самотлорском месторождении. В году предприятие стало победителем в региональном конкурсе "Лучшее природоохранное предприятие Ханты-Мансийского автономного округа". ТНК-Нижневартовск первым в регионе среди нефтегазодобывающих предприятий внедрило "Систему экологического менеджмента", получило сертификат соответствия международному стандарту ISO Определяет стратегическое видение компании своего места на рынке и задает общий вектор развития. Основной целью Общества, как коммерческой организации, является получение прибыли. Предметом видами деятельности Общества являются: Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только при получении специального разрешения лицензии. Общество рассматривает разработку и добычу нефти как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ. Стратегическими целями развития Общества, как и всего нефтяного комплекса, в соответствии с энергетической стратегией России до года являются: Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса: Тюмени и в 15 км от г. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское с запада , Мало-Черногорское с северо-востока , Мыхпайское с юга месторождения. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Самотлор его площадь 62 км 2 , Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет - 3С. Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. В мало населенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны. Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота. Структура оконтурена изогипсой минус м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус м Общие размеры структуры 6х15 км в пределах изогипсы минус м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус м имеет размеры 32х40 км, амплитуду м. В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в году в городе Сургуте. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. Мегионская свита берриас-валанжин по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ , а БВ являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ Песчаники светло-серые, серые, мелко - и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ 10 и БВ 8. Горизонт АВ отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. По площади распространения горизонта АВ наблюдается замещение песчано-алевролитовых отложений глинистыми в северо-западных и южных участках месторождения. На остальной территории опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта характеризуется незакономерным локально-пятнистым распределением. По характеру взаимоотношения песчано-алевритовых и глинистых слоев в горизонте АВ выделяется два типа разреза. Создания герметичного и долговечного канала для подачи жидкости от эксплуатационных горизонтов на поверхность и в обратном направлении; 2. Надежного изолирования горизонтов с различными пластовыми давлениями для охраны недр и исключения осложнений; 3. Закрепления стенок скважины на весь период ее службы; 4. Обеспечения условий для прочного размещения на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования. Основной способ крепления - спуск в скважину колонны специальных труб и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Конструкции скважин Под конструкцией скважины следует понимать как совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных труб, ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины состоит из следующих элементов: Направление-первая труба или колонна труб, предотвращающая размыв или разрушение пород, которые залегают около поверхности, а также служащая для разобщения ствола скважины, сооружаемой в акватории водного бассейна, и окружающих вод и для соединения устья с очистной системой буровой установки. Кондуктор-колонна, спускаемая в скважину после направления для стенок ствола в неустойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, а также для изоляции артезианских и целебных вод. Промежуточные колонны - все колонны труб между кондуктором и эксплуатационной колонной. Ими перекрывают относительно глубоко залегающие неустойчивые породы. Эксплуатационная колонна - самая внутренняя колонна труб - служит не только для изоляции и укрепления соответствующих горизонтов, но и каналом для доставки жидкости или газа из пласта иди же в пласт. Чаще всего верхний конец колонны труб устанавливают на устье скважин. Если верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья, такую колонну называют хвостовиком. Фильтр - та часть колонны, которая состоит из труб со специально просверленными или профрезерованными отверстиями или в которой после спуска в скважину делают перфорацию 3. Обсадные трубы изготавливают из сталей групп прочности С, Д, К, Е, Л, М и Р. Трубы выпускают длиной от 9,5 до 13 м с нормальной и удлиненной резьбой. Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке. Резьбы обсадных труб выполняются конусностью 1: На каждой трубе на расстоянии 40 - 60 м от её конца, свободного от муфты, наносится клеймо с указанием условного диаметра в мм, группы прочности, длины резьбы, толщины стенки в мм, товарного знака завода-изготовителя, месяца и года выпуска. Отечественная промышленность выпускает также трубы повышенной прочности и герметичности: ОТТМ - 1 обсадные муфтовые трубы с трапецеидальной резьбой, выдерживающие наибольшие нагрузки ; ОТТГ - 1, ТБО - 4, ТБО - 5 обсадные трубы с соединениями, обеспечивающие герметичность при давлении газа до 50МПа. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости. Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой. Условия работы фонтанной арматуры определяются: Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси. При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению без учета веса столба газа. При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому. В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому. Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах. Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ арматуру изготовляют по разным схемам рис. Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление МПа. Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, то есть соединяет между собой техническую и обсадную эксплуатационную колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике. Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов. Елка араматуры выполняется тройниковой одно - или двухструнной либо крестовой двухструнной. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси. В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна - верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства. Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме тройниковая или крестовая с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны. Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость. Полный шифр фонтанной арматуры ГОСТ условно представляется в виде: АФХ 1 Х 2 Х 3 - Х 4 Х 5 Х 6 Х 7, где А - арматура; Ф - фонтанная; X1 - конструктивное исполнение: На фонтанную арматуру введены изменения в ГОСТ Стандарт разработан на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде. Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья. Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ аналогичны ГОСТ Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Первая схема трубной обвязки по ГОСТ аналогична ГОСТ , а вторая схема трубной обвязки позволяет подвешивать две колонны НКТ по схеме "труба в трубе" рис. Необходимая схема фонтанной арматуры подбирается путем сочетания необходимой схемы фонтанной елки с требуемой схемой трубной обвязки. Фонтанную арматуру на 14 МПа изготовляют тройникового и крестового типов с крановыми запорными устройствами для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели. Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС. Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих поверхностей от коррозии и износа, а также обеспечение герметичности затвора крана достигаются за счет специальной конструкции и уплотнительной смазки. Смазку ЛЗ закладывают в кран через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте. Под действием нажимного болта при его ввертывании смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и поступает в нижний кольцевой канал. В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замкнутым кольцом проходные отверстия крана, создавая тем самым необходимую герметичность. Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготовляют по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка. Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами. Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа. На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления. В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе. Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением "металл по металлу", с автоматической подачей смазки в затвор. Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФбаВ - с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А - с ручным и автоматическим управлением; АФ6 - с ручным управлением. Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление. По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Р p. Оно практически равно давлению у башмака Р 1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ДР 1 и потери давления на трение газа в трубе ДР 2 , причем ДР 1 увеличивает давление внизу Р 1 , а ДР 2 уменьшает. Поэтому рабочее давление Р р и давление у башмака Р 1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье. Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха - эрлифтной. Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается расслаивается часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении. Переработанный осушенный на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла. Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением. Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом. При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами сверху и снизу , и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ. Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта. Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, то есть спуском в скважину первого внешнего и второго внутреннего рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра обычно 73 - мм спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра обычно 48, 60, 73 мм спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб рис. Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве - между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве: Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторазрядный рис. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, то есть по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р 1. Положение динамического уровня называемого иногда условным как обычно определяется рабочим давлением газа P i , пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости см. В таком пьезометре устанавливается реальный динамический уровень, соответствующий рабочему давлению. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника - подъемник с рабочим отверстием см. Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя или до верхних дыр перфорации , но на расчетной глубине, то есть на глубине, где должен быть башмак глубина места ввода газа в НКТ , устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1 - 0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10 - 15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием или муфтой создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1 - 0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10 - 15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя рис. В одном случае сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной колонне труб. Эта схема обычная см. В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы. Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме, так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше сечения центральных труб и оптимальные условия работы по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны пли первого ряда труб практически невозможно. Оборудование газлифтных скважин Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр. На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах ГРП. При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке. В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры рис. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины. Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры. Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГХ с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции рис. На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные резиновые уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат ДГТА-4 разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины. Проектное решение по разработке месторождения. Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения. Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения. Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения. Автоматизация газотурбинной электростанции ГТЭС Ватьеганского месторождения. Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки. Применение компрессоров в промышленности. Другие документы, подобные "Анализ деятельности нефтяной компании ОАО "Самотлорнефтегаз"".
Стихи на татарском языке про день рождения
Что делать чтобы волосы росли густыми
Связать носки двумя спицами без швов
Киевское шоссе спб реконструкция 2017 новости
Народная солянка 2016 где сивый