Отчет по практике в Нгду «Лениногорскнефть», Нгду «Елховнефть», Нгду «Джалильнефть»

Отчет По Учебно-Ознакомительной Практике, Проходившей в Нгду «Лениногорскнефть», Нгду «Елховнефть», Нгду «Джалильнефть»

 

 

Введение

 

      После окончания  третьего курса студенты специальности  «Разработка и эксплуатация нефтяных  и газовых месторождений» проходят 2-ую учебную практику на нефтегазодобывающих предприятиях.

      Практика является  начальным этапом практического  обучения студентов. Поскольку  к началу прохождения ознакомительной  практики не предусматривается  изучения специальных дисциплин,  входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом.

      Во время практики, мы побывали на производственных  объектах, таких как: эксплуатационные  скважины, КНС, ДНС, ЦППД, ЦКПН  и т.д. Познакомились с принципом  их работы.

      Также мы посетили цеха НГДУ «Лениногорскнефть», НГДУ «Елховнефть» и НГДУ «Джалильнефть», поближе познакомились с их рдеятельностью и историей, что сильно мотивирует оставить в этой сфере и свою частичку труда.

      В отчете освещены  такие вопросы как геология месторождения, техника и технологии добычи нефти, сбор и подготовка нефти на промыслах, техника безопасности.

 

Содержание

 

     Введение……………………………………………………………………..4

     1. Разработка нефтяных  месторождений………………………………….5

         1.1. Геология  района……………………………………………………...5

         1.2. Организация  производственных процессов   в НГДУ……………..9

     2.  Техника и технология  добычи нефти…………………………………10

          2.1.Фонтанная  эксплуатация скважин………………………………...10

          2.2. Эксплуатация  скважин штанговыми насосами………………….11

          2.3. Подземный   ремонт скважин……………………………………...14

          2.4. Методы  воздействия на прискважинную  часть пласта…………18

     3.   Сбор и подготовка  нефти на промыслах……………………………..23

           3.1.1. Промысловая подготовка нефти…………………………23

          3.1.2. Дегазация………………………………………………….25

           3.1.3.Обевоживание……………………………………………...28

           3.1.4. Обессоливание…………………………………………….29

           3.1.5. Стабилизация……………………………………………...30

           3.1.6. Установка комплексной подготовки нефти……………..32

      3.2. Система поддержания  пластового давления…………………….34

      3.3. Воды, используемые  для закачки в пласт, необходимость  их подготовки……………………………………………………………………..38

     4. Техника безопасности…………………………………………………..40

      4.1 Безопасность труда  и производственная санитария……………..40

      4.2 Охрана труда  и окружающей среды на предприятии……………43

     Список литературы………………………………………………………...45

 

   1.Разработка нефтяных месторождений

 

. 1.1. Геология района

 

      В настоящее время ОАО «Татнефть» осуществляет разработку 77 месторождений на территории Республики Татарстан и за ее пределами.

      Основная доля  текущей добычи нефти (77,8%) приходится  на шесть крупных месторождений:  Ромашкинское, Бавлинское, Сабанчинское, Ново-Елховское, Первомайское, Бондюжское. При этом около 60% добычи обеспечивается Ромашкинским нефтяным месторождением.

      В 2008 году достигнут  максимальный уровень добычи  нефти за последние 15 лет. По  сравнению с 2007 годом добыча  нефти по ОАО «Татнефть» увеличилась на 0,1% и составила 25,766 млн тонн.

      В целом по Группе  «Татнефть» в 2008 году объем  добычи составил 26,06 млн тонн нефти  (100,5% к уровню 2007 года). Дополнительный  прирост обеспечивался дочерними  и зависимыми компаниями, добывшими  в отчетном году 294 тыс. т, или 153% к уровню 2007 года.

      Для ОАО «Татнефть»  пробурены и закончены строительством 328 новых добывающих скважин, введены  из бурения 278 скважин с дебитом  8,8 т/сут.

      В 2008 году средний  дебит нефти по скважинам ОАО  «Татнефть» составил 4,2 т/сут.

      Работы по восстановлению  изношенного фонда скважин проведением  боковых ответвлений выполнены  на 67 скважинах. Осуществлен капитальный  ремонт 2 691 скважин (в т.ч. 712 скважин  за счет ООО «Актюбинское управление  канатно-контейнерных методов»).

      Продолжены работы  по совершенствованию системы  ППД, под нагнетание воды освоено  205 скважин.

      Особое внимание  хотелось бы уделить Ромашкинскому  месторождению, которое  было  открыто в 1943 году, и по сей  день  является крупнейшим месторождением Волго-Уральской провинции на юге Татарстана в Лениногорском районе Татарстан.

 

      Характеристика месторождений

 

      Геологические запасы  нефти оцениваются в 5 млрд  тонн. Доказанные и извлекаемые    запасы оцениваются в 2,3—2,7 млрд тонн.

      Нефтесодержащие  песчаники девона и карбона.  Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный  дебит скважин — до 200 т/сут.  Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³,  содержание серы 1,5—2,1 %. Геологические  запасы оцениваются в 5 млрд  тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,3—2,7 млрд тонн.

 

                                                  Разработка месторождений

 

      Ромашкинское нефтяное  месторождение разрабатывает российская  нефтяная компания Татнефть. Добыча  нефти 2008 году составила 15,2 млн. тонн.

 

                                                                  История

 

      История промышленной  разработки Ромашкинского нефтяного  месторождения ведёт начало с  1943 г., когда у деревни Тимяшево  бригадой бурового мастера Сергея  Кузьмина был вскрыт мощный девонский пласт. 25 июля при испытании скважины получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки.

      Ромашкинское нефтяное  месторождение входит в десятку  супергигантских месторождений  мира. Его открытие и освоение  на многие годы определило развитие всей нефтяной промышленности страны. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим

 

 полигоном для испытания  многих новейших технологий и  передовой техники в области  разведки недр, проходки скважин,  нефтедобычи, которые нашли широкое  применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

      Так метод внутриконтурного  заводнения, впервые нашедший применение  на

 Ромашкинском месторождении,  стал классическим примером рациональной  разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире.

      За внедрение этого  метода – за труд «Новая  система разработки нефтяных  месторождений с применением  внутриконтурного заводнения, её  осуществление на крупнейшем  в СССР Ромашкинском нефтяном  месторождении» в 1962 г. большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.

      «Ромашкино» и  сегодня остаётся главным месторождением  Татарстана. В год оно даёт  более 15 млн нефти, или половину  объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.

 

 

      1.2. Организация производственных  процессов в НГДУ

 

      Организация производства  – это оптимальная организация  производственного процесса, включающая формирование производственной структуры, обеспечение непрерывности, ритмичности и пропорциональности и прямоточности производства. Для предприятий нефтяной и газовой промышленности одним из главнейших принципов является рациональная организация производственного процесса.[2]

      Управление нефтедобывающей  отраслью строилось путем создания  производственных нефтедобывающих  объединений. Подобная организационная  форма управления была вызвана  специфичными условиями разработки  и эксплуатации нефтяных месторождений, основными из которых являлись, с одной стороны, территориальная разобщенность нефтяных районов страны, а с другой — необходимость организации в каждом нефтяном районе комплекса различных по видам работ предприятий. Эти условия требовали создания в каждом нефтяном районе специального аппарата управления, координирующего деятельность всех предприятий для достижения единой цели — выполнения установленных плановых заданий.

       В состав характерного  нефтегазодобывающего объединения  входили:

      • нефтегазодобывающее  управление (НГДУ);

      • управление  буровых работ (УБР);

      • специализированные  предприятия, выполняющие отдельные  виды работ (капитальный ремонт  скважин; подготовку и транспорт  технологической жидкости для  закачки в пласт; сбор и транспорт таза и др.);

      • подсобно-вспомогательные  предприятия;

      • прочие предприятия.

      Управление таким  комплексом разнородных предприятий  требовало решения   множества   сложных   задач,   основными   из  которых  являлись

 

перспективное и текущее планирование основных показателей, а также оперативный контроль и управление.

      Современное нефтегазодобывающее  предприятие (НГДУ) является крупной  организацией с многочисленным  производственным персоналом, занятым  эксплуатацией и ремонтом нефтяных и нагнетательных скважин, технологических установок систем сбора, транспорта и комплексной подготовки нефти, объектов поддержания пластового давления, сбора и компримирования газа, энергоснабжения.

      В НГДУ добычу  нефти, закачку рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и комплексную подготовку газа, нефти и воды осуществляют специализированные цехи по добыче нефти и газа (ЦДНГ), цехи поддержания пластового давления (ЦППД) и цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКПН), основными функциями которых является проведение заданного технологического процесса. Ремонтное обслуживание и энергетическое обеспечение основного производства в НГДУ осуществляется специализированными цехами, входящими в базу производственного обслуживания.

 

2. Техника и технология добычи  нефти

 

2.1.Фонтанная эксплуатация скважин

 

      Способ эксплуатации  нефтяных скважин, при котором  жидкостъ  поднимается на поверхность  только за счет природной пластовой  энергии, называется фонтанным  способом.

      [pic]

      Рис. 2.1  Схема скважин  при фонтанировании

      а – при давлении  на забое меньше давления насыщения  (рсрнас)

 

      В зависимости  от режима работы месторождения  и количества таза, добываемого  вместе с нефтью, фонтанирование  может происходить под действием гидростатического напора или за счет энергии расширяющегося газа, а также под влиянием того и другого фактора одновременно. Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта — явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. Это происходит тогда, когда пластовая нефть не содержит газа и пластовое давление выше давления столба нефти, заполняющей скважину. В большинстве случаев основным фактором для фонтанирования является газ, находящийся всегда вместе с нефтью в пласте. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорпым режимом. Например,  во  многих  месторождениях  с  водонапорным  режимом  газ  в

 

начальной стадии разработки полностью  растворен в нефти. Следовательно, в этом случае в пласте движется только жидкость. При освоении скважины, проведенной на такой пласт, выделение из нефти свободного газа начинается лишь в подъемных трубах, на глубине, где давление ниже давления насыщения.

      Следовательно, фонтанирование  скважин происходит вследствие разности между давлением в пласте и давлением на забой столба жидкости. При этом огромное значение имеет влияние газа, поступающего из пласта в скважину и расширяющегося по мере подъема вверх, что приводит к уменьшению удельного веса смеси в скважине и поднятию уровня жидкости.

 

2.2. Эксплуатация скважин штанговыми  насосами

 

      Глубинно-насосная  установка (рис.2.2.1) состоит из  насоса 2 находящегося в скважине, и станка-качалки 9, установленного  на поверхности у устья. На  колонне насосно-компрессорных труб 3 в скважину спускают насос 2, состоящий из цилиндра, внутри которого расположен плунжер. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 4, которые передают ему возвратно-поступательное движение от станка-качалки. Самая верхняя штанга 6 соединена с головкой балансира станка-качалки 9 канатной или цепной подвеской 8. Через тройник 5, находящийся в верхней части колонны насосно-компрессорных труб. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя  через редуктор  и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки 9. Принцип работы насоса: при движении плунжера вверх всасывающий клапан открывается поступает в цилиндр насоса, нагнетательный клапан  в это время закрыт, т.к.       на        него       действует       столб        жидкости,        заполнившей

 

насосно-компрессорные  трубы.  При  движении   плунжера   вниз   нагнетательный клапан  открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, в результате чего всасывающий клапан  закрывается.

 

      Таким образом,  при непрерывной установившейся  работе насоса насосно-компрессорные  трубы заполняются жидкостью,  которая после движения устья через тройник направляется в выкидную линию.

      Глубинные штанговые  насосы изготовляют разных конструкций.  Наиболее распространены насосы  двух видов – трубные и вставные.

      Насосные штанги  представляют собой стальные  стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенные головки. Последние имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом.

 

Рис.2.2.1 Схема добычи нефти с  помощью штангового насоса